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郭炜 《中国石油和化工标准与质量》2013,(6):119
压裂液是压裂技术的重要组成部分,是决定压裂成败的关键,随着时代的发展,压裂液体系也经历了聚合物压裂液,聚合物交联压裂液,泡沫压裂液和粘弹性表面活性剂压裂液四个发展阶段的变革.而高效,低伤害,低成本,是压裂液技术发展的方向,也是当下研究压裂液的首要问题,本文结合目前国内外对当下压裂液体系的发展情况以及现在压裂液存在的问题。针对这些问题出现了一种新型压裂液体系粘弹性表面活性剂(VES)基压裂液(又称清洁压裂液),通过对国外清洁压裂液和聚合物压裂液体系的性能对比研究发现;清洁的压裂液具备高效能,低伤害,低成本的优势,迎合了压裂液未来发展的潮流,也是未来新型压裂液发展的方向。 相似文献
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粘弹性表面活性剂压裂液在低渗油田的应用现状 总被引:1,自引:0,他引:1
结合粘弹性表面活性剂压裂液作用机理,介绍了3种典型的粘弹性表面活性剂压裂液体系(无聚合物型、抗温型、双子表面活性剂型),并综述了粘弹性表面活性剂压裂液国内外应用现状,指出研制合成工艺简单且成本较低的阴离子双子表面活性剂,开发疏水缔合聚合物/双子表面活性剂压裂液体系,提高抗温性,采用纳米技术是未来压裂液发展趋势。 相似文献
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《中国石油和化工标准与质量》2013,(4)
随着油田低渗储层的开发,植物胶压裂液残渣多、对地层伤害大、价格波动大的缺点日益突出;粘弹性表面活性剂压裂液对底层伤害小,但成本高、耐温能力差。针对以上问题合成了一种高分子表面活性剂:FY-01压裂用稠化剂,FY-01压裂用稠化剂与FY-02交联剂复合可以形成高粘度凝胶,用于压裂工艺。 相似文献
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粘弹性表面活性剂(VES)压裂液是一种无聚合物压裂液,又被称为清洁压裂液。它与传统的压裂液相比较具有破胶彻底、对地层伤害低、摩阻压力小等特点。介绍了VES压裂液的基本原理,综述了国内外的研究与应用现状,探讨了VES压裂液目前还存在的缺陷并对未来的发展趋势做了展望。 相似文献
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压裂技术是提高低渗透油气藏生产能力和油气井采收率的重要手段,而压裂液是影响压裂效果的关键因素。相较于水基植物胶压裂液和以单链表面活性剂为稠化剂的传统清洁压裂液,双子表面活性剂类清洁压裂液在耐温、携砂和保护油气层等使用性能上更具优势,是新一代清洁压裂液发展重点。本文综述了双子表面活性剂类清洁压裂液制备、性能及应用的研究进展,分析比较了阳离子双子表面活性剂类清洁压裂液、阴离子双子表面活性剂类清洁压裂液、两性双子表面活性剂类清洁压裂液等的优缺点,讨论了双子表面活性剂类清洁压裂液在油田领域的应用现状:阳离子双子表面活性剂类清洁压裂液的制备方法成熟,耐温性能较好,可以应用于中高温油田,但是其生产成本较高;阴离子双子表面活性剂类清洁压裂液能有效减少表面活性剂在地层的吸附损失,降低储层渗透率伤害,但是其合成条件苛刻,耐温性不高,适用于中低温油田;两性双子表面活性剂类清洁压裂溶液的耐温性好,但是其制备过程繁琐、成本高,难以大规模推广应用。对双子表面活性剂类清洁压裂液的研究前景进行了展望:发展低成本的合成方法及耐高温双子表面活性剂类清洁压裂液的制备及应用。 相似文献
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随着勘探技术的发展,油气勘探向纵深发展,而越往深井发展地层温度越高,国内外对高温油藏的开发愈加重视。水基压裂液由于其施工方便、价格低廉以及性能优异等优点,一直是应用最为普遍的压裂液。但早期压裂液的耐温性能较差,无法满足高温油藏的压裂施工需求。因此开发可用于耐高温油气藏的水基压裂液具有重要的研究价值和实际应用价值。本文介绍了国内外耐高温水基压裂液的研究进展,对于胍胶压裂液,通过提高稠化剂用量,进行稠化剂、交联剂的改性,以提高其耐温性能;耐温清洁压裂液稠化剂类型由早期的阳离子、阴离子型向双子及复合型发展,近年还有学者将纳米体系用于改性表面活性剂;耐温合成聚合物压裂液发展较快,多是通过设计多元共聚物提升耐温能力。对于胍胶压裂液体系,研发满足特高温油藏压裂施工需求的低浓度胍胶压裂液还是今后的主要研究方向。文中指出清洁压裂液体系成本过高,无法大规模使用;合成聚合物压裂液耐温性能好,研究含有支链聚合单体或磺酸基团等的多元共聚物,引入合适的疏水基团作为稠化剂,是合成聚合物的研究方向。 相似文献
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粘弹性表面活性剂(Viscoelastic surfactant,下文简称VES)压裂液与传统聚合物压裂液不同,可消除残余聚合物对支撑剂充填层的堵塞,并能有效提高导流能力,减少对地层的损害及污染,压后油气产量比使用传统压裂液有显著提高。介绍了VES压裂液的原理及配方设计原则。通过室内试验确定了一种经济型VES压裂液的配方,并对其性能进行了相关评价。 相似文献
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针对黏弹性表面活性剂(VES)转向酸使用成本高,耐温性差以及现有胶凝酸破胶不完全的问题,本研究首先通过水溶液聚合法合成稠化剂和有机锆交联剂,然后在质量分数为20%的盐酸水溶液(下同)中将稠化剂通过有机锆交联剂进行交联,得到耐高温交联酸基液,再根据压裂液性能要求添加高温缓蚀剂、助排剂、铁离子稳定剂和黏土稳定剂,研发了一种耐180 ℃高温的交联酸压裂液。采用高温高压流变仪、压裂液摩阻测试仪和表界面张力测定仪等对交联酸压裂液进行性能评价。结果表明,所制备的交联酸压裂液在180 ℃、170 s-1条件下剪切120 min后,黏度仍可维持为73 mPa·s,加入0.15%过硫酸铵破胶后,黏度降为3.2 mPa·s,高温流变性和破胶性能良好。 相似文献
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Xuepeng Wu Jianwu Zhen Bitao Song Shuyang Gao Zhaohui Song Junbin Jin 《Journal of surfactants and detergents》2020,23(5):863-872
A pH-responsive amphiphilic surfactant stearic amide 3-(N,N-dimethylamino)propylamide (SAA) was synthesized and served as a thickener in aqueous solution to construct a switchable viscoelastic surfactant fluid (VES fluid). The structure of SAA was studied by 1H NMR, and the viscoelastic behavior of VES fluid was studied in detail by rheological measurements. The viscosity of this VES fluid can be switched reversibly from low to high immediately by adjusting system pH value. Even at high shear rate (170 s−1) and high temperature (90 °C), excellent viscoelastic behavior of this VES fluid can be observed, which is a key performance for fracturing applications. Meanwhile, the recycled VES fluid can still maintain good pH-responsive behavior even after more than three cycles. These unique performances of this VES fluid not only enhanced our understanding of the transformation of wormlike micelles at high temperature, but also enriched a large potential of VES fracturing fluid in the development of oil and gas reservoirs. 相似文献
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Yuan Li Caili Dai Yining Wu Ke Xu Mingwei Zhao Yuhe Wang 《American Institute of Chemical Engineers》2020,66(6):e16229
We investigated the flow of viscoelastic surfactant (VES) solutions, an important type of fracturing fluids for unconventional hydrocarbon recovery, through a diverging–converging microfluidic channel that mimics realistic unit in porous media. Newtonian fluid and viscoelastic hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) solution were used as control groups. We vary Deborah numbers (De) up to 61.2, and found that the flow patterns of HPAM and VES solutions become very different once De ≥ 6.12. This is attributed to different generation mechanisms of viscoelasticity, thus different responses to extensional rates at pore-throats, for HPAM and VES solutions. It results in significantly smaller pressure drop of VES solutions through the microchannel compared to HPAM solution. It interprets higher filtration loss of VES solution than HPAM in core experiments and in field observations. The set-up can be generalized as a prototype to effectively evaluate the filtration of fracturing fluids. 相似文献
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