抗盐型滑溜水减阻剂的性能评价

目前使用的大多数减阻剂抗盐能力无法满足滑溜水高矿化度配液用水的要求。为了获得可用高矿化度水配制的减阻剂,开展了疏水缔合聚合物抗盐型减阻剂GAF-RP的研究,评价了GAF-RP的溶解性、减阻性和抗盐能力等,研究了采用GAF-RP与增效辅剂GAF-2D和黏土稳定剂GAF-16配制的滑溜水体系的减阻性能、防膨性能及对岩心的伤害等,并在吉林某油田进行了现场应用。结果表明,GAF-RP减阻和抗盐效果均好于聚丙烯酰胺类减阻剂,GAF-RP溶解时间短,能在120 s内达到最大减阻率80%;抗盐达25×10~4mg/L,抗氯化钙1000 mg/L;GAF-RP配制的滑溜水体系具有较低的表面张力(27.1 mN/m)以及较高的防膨性能(防膨率大于80%),对岩心基质渗透率损害率小(小于5%);该滑溜水返排液可重复配液,返排液配制体系的减阻性能较好,减阻率为78.2%,压后返排率49.6%,日产油4.3 t,增产效果较好。     

滑溜水压裂液用乳液降阻剂的合成及应用

采用丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酸及全氟甲基丙烯酸酯在反相乳液中共聚制备一种乳液降阻剂。该降阻剂溶解时间为40 s,配成滑溜水溶液CST值小于同条件下的KCl溶液,降阻率为72%～75%,岩心伤害率为5%左右,抗盐性达到200 g/L,可用现场返排液进行配液。在自211井的压裂施工测试,效果显著,可以充分满足现场施工需求。     

新型滑溜水压裂液的性能研究

面对非常规能源的开发,常规滑溜水压裂液低携砂、高摩阻和高伤害等问题越发凸显,严重制约了压裂技术的发展。通过优选新型减阻剂BCG-1形成了一种新型的滑溜水压裂液。静态落球沉降实验结果表明,0.2%BCG-1溶液的携砂性能好于浓度为0.4%的其它减阻剂;0.25%BCG-1溶液的储能模量与耗能模量出现交点,黏弹性测试结果及携砂性能分析表明,BCG-1在0.20%~0.25%的使用浓度下,即获得了良好的低黏高弹性,携砂性能好;0.2%BCG-1的摩阻低,减阻率在50%以上;使用自制的低温破胶剂GMD后,在30℃彻底破胶,残渣含量低。在延川南煤层气井的压裂施工中进行了成功应用,平均砂比达到15%,远优于现有的常规滑溜水压裂液体系。     

玛湖井区低伤害滑溜水压裂液性能评价

玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层.该井区大规模水力压裂面临3大难题,如压裂液减阻效果差、对储层伤害大;水资源匮乏,油田污水处理困难;缝间剩余油分布,采收率有待提高.针对这些问题,以羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料,通过分散聚合法制备了减阻剂(JHFR),将其与多功能添加剂...     

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

滑溜水用速溶型减阻剂研究与应用

滑溜水压裂在非常规油气田开发中得到广泛应用,其原因是滑溜水可以有效降低管内摩阻,从而减少施工压力,且对地层伤害小。针对连续混配的施工工艺,研制出一种可应用于滑溜水体系的速溶型减阻剂,该体系溶解速度快、减阻效率高,且与滑溜水中的防膨剂、助排剂等助剂配伍性良好,可满足常规配液方式及连续混配工艺。现场试验结果表明,利用新型速溶减阻剂配制的滑溜水溶液减阻率可达65%以上,且2min内完全溶解于滑溜水体系中,可应用于压裂及酸化施工中。     

低用量耐盐滑溜水体系研究

为实现成本控制并有效节约水资源,对滑溜水体系的各项性能提出了更高的要求。以减阻剂CT2-7为主剂构筑的滑溜水体系在减阻剂加量为0.025%时,降阻率为71.43%。在Na^(+)浓度为6×10^(4)mg/L,Ca^(2+)浓度为7.5×10^(2)mg/L时,降阻率大于70%,耐盐性能良好,能够利用返排液进行配液,实现返排液回用。在120℃下剪切5400s,体系黏度上升,表现出剪切增稠,证明该滑溜水体系具有良好的耐温耐剪切性能。所构筑的滑溜水体系能够显示低用量耐盐减阻,具有良好的应用前景。     

三次采油用耐温抗盐聚合物PF2的合成与性能研究水

采用胶束聚合的方法合成了驱油用聚合物PF2,研究了引发温度对聚合物相对分子质量的影响及极性单体、疏水单体、表面活性剂对聚合物在盐水中表观粘度的影响,进一步评价了该聚合物的热稳定性与聚合物岩心驱替实验。实验结果表明：疏水单体与极性单体的含量分别在0．4％与5％时。该聚合物驱油剂PF2具有很好的热稳定性与增粘性,其性能可满足聚合物驱油的要求,具有较好的驱油效果。     

清洁滑溜水压裂液在长宁H26平台的应用

目前使用的滑溜水压裂液存在着与返排水不适应以及对储层伤害大等缺点。根据四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩特点及施工需要,研发出一种适合长宁区块的清洁滑溜水压裂液体系,进行了室内性能评价和现场应用。室内实验表明,该压裂液主剂JHFR-2的减阻性能好,使用现场返排液配制滑溜水时减阻率可达70%,溶解时间在30 s以内,最优加量为0.07%~0.10%;对岩心渗透率恢复率为91.9%;压裂液无毒,易返排。在长宁H26-4井的应用表明,清洁滑溜水压裂液的降阻性能好,能达到连续在线混配施工的要求,完全满足长时间大液量大砂量的页岩气井地层压裂。该压裂液配制工艺简单,可降低施工成本,有较好的应用前景。      

水溶性减阻剂在页岩气滑溜水压裂中的应用进展

滑溜水压裂是致密页岩气开采主要采用的增产手段,水溶性减阻剂是滑溜水压裂液中用于降低流体在管道输送过程中所受阻力的化学试剂。介绍了减阻剂的减阻机理,综述了水溶性减阻剂在页岩气滑溜水压裂领域应用的研究进展,包括生物基多糖减阻剂、聚氧化乙烯减阻剂和聚丙烯酰胺类减阻剂在页岩气压裂领域应用的研究现状。对水溶性减阻剂的应用前景进行了展望,减阻性能好、对储层伤害低、环境友好和成本较低廉的减阻剂是未来研究的重点。     

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的 为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。方法 通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。结果 配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90℃、170 s^-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)～0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。结论 该体系具有良好的增黏性及抗...     

大规模滑溜水压裂参数优化研究与应用

针对延长油田浅层低渗油藏压力低、地层能量不足、物性差、油井压后产量低、稳产时间短以及递减较快的问题,在充分研究目标区域油藏特征的基础上,结合室内实验,优选出一种可循环使用的低伤害减阻剂滑溜水压裂液体系,同时采用Fracpro压裂软件优化了压裂施工参数.结果表明:1)0.1％含量的JHFR-2减阻剂和0.2％含量的JHF...     

大牛地气田多级注入酸压工艺优化研究与应用

页岩储层需要采用大排量、大液量体积压裂才能获得工业气流,体积压裂要求压裂液具有可连续混配、低摩阻和高返排率性能。根据四川页岩储层特征和实验结果,研制了降阻性能高的聚丙烯酰胺降阻剂、高效复合防膨剂及微乳助排剂,研制了适于四川页岩气体积压裂的滑溜水。该配方在四川W、C区块直井8井次现场试验表明,降阻率为65.5%～68.3%;W区块平均返排率为46.19%,C区块返排率27.93%;累计增加井口测试产量6.24×104～11.35×104 m3/d。     

国内变黏滑溜水研究进展及在川渝非常规气藏的应用

综述了国内变黏滑溜水技术的最新进展,举例分析了变黏滑溜水在川渝非常规气藏的应用情况,提出了变黏滑溜水的发展方向。变黏滑溜水通过调节降阻剂含量和/或引入交联剂的方式实现低、中、高黏液体实时切换;关键的降阻剂研究主要是含AMPS或SSS等耐盐基团的聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物的合成与性能评价等,满足压裂返排液配液和变黏的需要;变黏滑溜水性能研究主要是黏度对携砂性能、裂缝形态、降阻性能等的影响规律,但究竟何种黏度适合何种储层还未有定论;变黏滑溜水在川渝非常规气藏应用获得成功,在致密气应用的整体黏度较页岩气高,在深层页岩气的携砂能力还需进一步增强;疏水缔合聚合物类降阻剂、固体型降阻剂是变黏滑溜水的发展方向,有望解决高黏液体摩阻高、乳液降阻剂潜在环保风险等问题,对变黏滑溜水的研究和应用有一定的指导意义。      

页岩气井滑溜水和返排液对N80钢和TP125V钢的腐蚀研究北大核心CSCD

目的研究不同液体对川渝地区页岩气井常用油管材质N80钢和套管材质TP125V钢的腐蚀行为。方法采用失重法和电化学法比较了现场返排液、现场滑溜水和实验室配制的滑溜水3种液体对N80钢和TP125V钢的腐蚀影响。结果在现场返排液环境中的腐蚀速率最大,实验室配制滑溜水中的腐蚀速率最小。结论N80钢和TP125V钢在现场返排液环境中,不仅整体腐蚀速率较在现场滑溜水或实验室配制的滑溜水中大,而且局部腐蚀也更加严重。     

页岩气体积压裂滑溜水的研究及应用

LNG汽车具有安全、经济、高效等优点,在替代燃油汽车方面大有可为,大力发展并推广LNG汽车在我国的应用,是改善能源结构、解决能源危机和降低汽车排放污染的最佳途径。综述了国内外LNG汽车产业的技术发展现状,对LNG汽车在我国的发展和推广应用前景进行了展望,在此基础上提出了我国推广和应用LNG汽车的发展建议。     

耐温抗盐聚合物KY的合成及性能影响因素

采用水溶液聚合的方法合成了驱油用聚合物KY,研究了引发温度、氨水与脲素的浓度对聚合物分子量的影响,以及表面活性剂的浓度对聚合物过滤因子的影响,并进一步评价了KY的热稳定性。结果表明:当引发温度为11℃、氨水与脲素的浓度为0.001mg/L、0.0002mol/L时,可获得高分子量聚合物KY,该聚合物驱油剂具有很好的热稳定性,其性能可满足聚合物驱油的要求。     

新型聚合物KYP的合成与性能研究

由于部分水解聚丙烯酰胺在高温、高矿化度油藏中,分子链发生卷曲,使聚合物溶液的增粘作用明显丧失,且柔性链易于剪切降解,因此,我们采用加入带有长链疏水基的疏水单体增强聚合物的链刚性与耐温性,极性强的功能单体来改善聚合物的水溶性与耐盐性的思路,采用水溶液聚合的方法合成了三次采油用新型聚合物KYP,研究了引发温度对聚合物相对分子质量的影响及极性单体对聚合物在不同盐水中表观粘度的影响,进一步评价了该聚合物的热稳定性与聚合物岩心驱替实验。实验结果表明：极性单体AMPS与AMC14S的浓度分别在0．5％与6％时,KYP具有很好的热稳定性与增粘性,其性能可满足聚合物驱油的要求,具有较好的驱油效果。     

页岩气藏清水压裂减阻剂优选与性能评价

针对页岩气藏清水压裂时由于施工排量大,导致液体所受剪切速率较高的现状,利用大型摩阻测定仪,对4种阴离子型减阻剂进行室内评价。结果表明,4种减阻剂的降阻效果均随着剪切速率的增大而趋于变好,其中XT-65B的降阻效果最好。通过分析剪切速率、剪切时间和剪切路径等对减阻剂降阻效果的影响可知:随着剪切速率的增加,减阻剂降阻率呈下降趋势;在低速剪切(500 s-1)条件下,减阻剂降阻率对剪切时间不敏感,而在高速剪切(5 000 s-1)时,减阻剂降阻率随剪切时间的增加而急剧下降;不同剪切路径对减阻剂降阻效果影响显著,较高的剪切速率会对减阻剂分子结构造成不可恢复的伤害。由电子显微镜对XT-65B减阻剂剪切前后的分子结构微观观测结果可见:当剪切速率较低(500 s-1)时,分子结构被轻微破坏;当剪切速率较高(5 000 s-1)时,分子结构破坏较为严重。     

耐温耐盐抗剪切黄原胶强化泡沫体系性能

针对轮南2TI油组高温高盐油藏条件,利用轮南2TI油组地层水、甜菜碱表面活性剂、黄原胶配制黄原胶强化泡沫体系,通过高温高压可视化泡沫发生仪分析起泡剂浓度、稳泡剂浓度、温度、矿化度、原油体积分数及剪切次数对泡沫性能的影响,利用显微镜对黄原胶强化泡沫微观形态进行表征。结果表明,在起泡剂质量浓度2 000mg/L、黄原胶质量浓度2 000mg/L、温度120℃、矿化度200 572mg/L、压力10MPa条件下,黄原胶强化泡沫的起泡体积和析液半衰期分别为365mL和58min。随着黄原胶浓度增大,泡沫的起泡体积减小、半衰期增大,形成的泡沫更加均匀、气泡直径变小、液膜增厚,气泡直径及气泡个数变化速率减慢,黄原胶最佳使用质量浓度为2 000mg/L。高温、高盐及原油均会对黄原胶强化泡沫的泡沫性能产生不利影响,但其可应用于温度110~130℃、矿化度180 000~240 000mg/L、原油体积分数低于10%的苛刻油藏。随着剪切次数增加,泡沫体系的起泡体积增加,半衰期缩短,4次高速剪切后,黄原胶浓度为2 000mg/L的强化泡沫体系的起泡体积增加率为13.6%,半衰期的保留率为77.6%,具有较强的再起泡能力和抗剪切性能。