新型疏水缔合聚合物压裂液综合性能评价

以丙烯酰胺、丙烯酸钠等为单体,按照溶液聚合法制备了新型疏水缔合聚合物增稠剂(SRFG-1),进而合成了一种不含金属元素的低分子化合物交联剂(SRFC-1)。以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂为主剂,配制了一种新型疏水缔合压裂液体系(SRFG),评价了该体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能、破胶性能和静态滤失性能,并考察了该压裂液滤液对岩心基质伤害率及SRFG-1增稠剂的降阻率。结果表明:SRFG压裂液在140℃、170s-1条件下具有良好的流变性能,24h和48h内的沉降速率分别为4.6×10-4 mm/s和6.9×10-4 mm/s;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5mN/m,破胶液基本无残渣;初滤失量为1.289×10-2 m3/m2,滤失系数为8.47×10-4 m/min0.5,滤失速率为2.63×10-4 m/min;压裂液滤液对岩心基质伤害率为10.25%;SRFG-1增稠剂的降阻率为60.15%。     

低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系的研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,进一步提高压裂液效果,降低压裂成本,开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的胍胶压裂液体系。该压裂液体系胍胶浓度为0.35%,交联剂用量为0.50%,破胶后残渣为144 mg/L,破胶剂用量为0.008%,破胶时间为3 h,与常规胍胶体系相比破胶残渣下降率为51.52%,起泡剂、黏土稳定剂、助排剂用量均为0.50%,温度稳定剂为0.10%。流变等研究分析结果表明该体系具有良好的抗温抗剪切能力,当温度达到140℃时黏度大于100 m Pa·s,在170 s~(-1)剪切90 min后黏度大于80 m Pa·s。通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,静态滤失较小,有利于降低对储层的伤害。     

硝酸钠加重海水基压裂液性能评价

为满足海上油气田深井、超深井压裂需要,用NaNO_3加重海水与两性离子胍胶稠化剂、有机硼锆交联剂及其他添加剂配制压裂液,研究了NaNO_3加重海水基压裂液密度,溶胀性能,耐剪切性能,滤失性能,破胶性能,破胶液对岩心渗透率及对支撑剂导流能力的伤害。结果表明,35%NaNO_3加重海水与0.52%两性离子胍胶稠化剂及其他添加剂配制的压裂液密度为1.20 g/cm~3(20℃),NaNO_3海水溶液对两性离子胍胶稠化剂溶胀性能的影响大于海水,NaNO_3加重海水基压裂液耐剪切性能、降滤失性能等各项性能良好。在150℃、170 s~(-1)下连续剪切120min后的黏度为76 mPa·s;压裂液在80℃下的动态滤失系数为2.81×10~(-4)m/min~(0.5);在60℃和80℃下,压裂液在3数4 h完全破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s;压裂液对岩心基质渗透率损害率为23.3%;在82.7 MPa闭合压力下对支撑剂导流能力伤害率为41.89%;满足压裂施工要求。图4表3参15     

有机硼锆交联弱酸性压裂液回收再利用研究

本文研究了一种有机硼锆交联弱酸性压裂液的回收再利用技术。制备的新型有机硼锆交联剂YM-A₁可在弱酸性条件下与羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液（CMHPG）体系交联,用缓释型酯类破胶剂SCH-04破胶,将所得破胶液进行回收再利用。回收破胶液二次交联的最佳条件为:破胶液与新制基液体积比1:1,pH值4～6,温度60～70℃,YM-A₁质量浓度3.5 mg/mL,SCH-04质量浓度0.4～0.5 mg/mL。性能评价结果表明,有机硼锆交联弱酸性压裂液二次交联压裂液体系在170 s^-1下连续剪切60 min后的黏度约150 mPa·s,抗剪切性较好;在70℃、压差为3.5MPa的条件下,测得初滤失量为2.15×10^-3m³/m²、滤失系数为2.28×10^-4m/min^1/2、滤失速度3.79×10^-5m/min,达到行业标准的要求;对地层岩心基质渗透率损害率的平均值为25.2%,沉降速率为0.0058 cm/min,破胶液的表面张力23.5 mN/m,残渣含量390mg/L,实现了弱酸性压裂液体系的回收再利用。     

两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液性能评价

为解决阳离子型表面活性剂压裂液的性能缺陷,采用两性离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂制备出了清洁压裂液,考察了其性能特征。研究结果表明,两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液黏度随KCl加量的增大先增加后减小。随SDS加量的增大而增加。组成为2.24%甜菜碱+0.9%十二烷基硫酸钠(SDS)+6.2%KCl的两性/阴离子表面活性荆清洁压裂液在65℃、170 s~(1)下恒温剪切约40 min,压裂液黏度保持在59.5 mPa·s左右,耐温耐剪切性较好。在室温、55℃、65℃条件下,砂粒在压裂液中的沉降速率分别为0.02、0.14、0.51 mm/s,携砂性较好。煤油加量为2%时。压裂液快速破胶。破胶液黏度2.15 mPa·s,表面及界面张力分别为26.542和0.8562 mN/m,无残渣。压裂液在天然岩心的滤失系数为5.6×10~(-4)m/min~(1/2),滤失性较好。破胶液对岩心渗透率的伤害率为19.1%。比较适合于温度在65℃以内的地层。     

一种新型清洁压裂液体系的研究及应用

利用分子间的静电作用以及疏水基团的缔合作用,研制出一种新型清洁压裂液,从耐高温性、抗剪切性、黏弹性、流变参数、滤失性、破胶性、抗盐性以及对地层伤害性等方面对该压裂液体系进行评价,发现该新型压裂液分别在130℃和160℃、170s-1下剪切1h后,黏度仍保持在40mPa·s以上,残渣量为0,岩心伤害率为21.72%,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,滤失系数C3=7.622×10-4 m/min~(1/2),且压裂液性质不受水中盐浓度的影响。此外,与传统胍胶压裂液进行对比发现,该新型压裂液在抗高温性与抗剪切性方面与胍胶压裂液相差甚微,而在伤害性、破胶性等方面则远远优于胍胶压裂液。该压裂液在高速剪切下黏度下降,剪切速率降低时,黏度随之恢复,这一特点可大大降低施工摩阻。该新型压裂液具有的上述特点,使之可望取代胍胶压裂液,成为可满足油田压裂施工的压裂液体系。在G34-0X井盒8段的压裂施工中应用效果显著,可满足现场施工需求。     

一种速溶无残渣纤维素压裂液

早期纤维素压裂液存在配液难、耐温差、破胶不彻底、对地层伤害大等问题。本文介绍的速溶无残渣纤维素压裂液基液由0.4%羟乙基羧甲基纤维素FAG-500、0.2%增黏剂FAZ-1、0.5%调节剂FAJ-305组成。分析了该压裂液的抗盐性、耐温耐剪切性、携砂性、破胶性、动态滤失及伤害性。结果表明,在中等矿化度（242~2444 mg/L）条件下,基液黏度约为67.5 mPa·s,在pH 4.5~5.0下,在基液中加入交联剂FAC-201形成冻胶。在120℃、170 s^-1条件下,压裂液冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa·s,可满足低于130℃储层压裂需求。加入0.002%破胶剂过硫酸铵后,冻胶在100℃、170 s^-1条件下剪切1.5 h后的黏度约为200 mPa·s,破胶剂不影响施工时体系的流变性能。破胶后无残渣,破胶液表面张力为24.44 mN/m,界面张力3.20 mN/m。在90℃下,0.3% FAG-500压裂液冻胶的储能模量G′和耗能模量G″分别为7.2 Pa和1.6 Pa。砂比为40%的交联冻胶携砂液在90℃水浴加热6 h后,无沉砂现象,携砂性能良好。压裂液对岩心的渗透率损害率为24.75%。该纤维素压裂液具有速溶易配制、酸性交联、无需防膨剂等特点。在长庆油田两口致密油井和两口致密气井进行了现场应用,施工成功率大于95%,施工有效率100%。     

低渗气藏低伤害压裂液技术研究与应用

根据中原油田文23和户部寨气田储层低渗、低压、中高温等特点,研究了适应该储层的低伤害HB-99有机硼交联压裂液和预前置液。通过对HB-99有机硼压裂液的延缓交联、自动破胶、热剪切稳定性、剪切后黏度恢复、表面活性、滤失、残渣含量以及对岩心伤害等性能评价,证明该压裂液延缓交联能力强,剪切后黏度恢复率高,滤失低,破胶水化彻底,残渣含量低,表面活性高,能防止黏土膨胀,对地层损害小。现场10井次试验表明,应用低伤害HB-99有机硼交联压裂液,施工成功率为100%,平均日增天然气28.3×104m3,增产效果显著。     

中高温低浓度合成聚合物压裂液性能研究

针对植物胶压裂液存在的问题,开发出中高温低浓度合成聚合物压裂液。压裂液组成为：0.35%~0.6%稠化剂SKY-C100A+0.5%~0.7%交联液+0.3%黏土稳定剂LYC-1+0.6%助排剂ZL-1+0.5%破乳剂KCB-1。SKY-C100A 为无水不溶物的阴离子型合成聚合物,通过改变交联调节剂SKY-Y100C加量,体系交联时间可在20~180 s可调。该体系形成的冻胶具有良好的耐温耐剪切性能。SKY-C100A加量为0.35%时,压裂液在80~100℃经170 s^-1（包括1000 s^-1下高速剪切2 min）剪切2 h后,黏度保持在77~220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.45%时,120℃剪切后的黏度约为220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.5%时,140℃剪切后的黏度约为83 mPa·s。压裂液冻胶在80℃,经历2 h的静态破胶后残渣含量约为30 mg/L。压裂液在80~120℃下的滤失系数为1.13×10-4~3.62×10-4 m/min^0.5,对岩心基质的伤害率为8.3%。与植物胶压裂液相比,该体系不需要其他的pH值调节剂及杀菌剂。     

有机锆冻胶压裂液配方体系研究

鉴于胍胶压裂液破胶不彻底、残渣含量高,活性水压裂液流变性能差的缺点,研制了以非离子聚丙烯酰胺聚合物（A-1）作为稠化剂、有机锆（G-1）作为交联剂的冻胶压裂液,考察了pH值、温度、交联比（交联剂与基液体积比）和矿化度对有机锆冻胶压裂液的影响。优选出了有机锆冻胶的典型配方：0.5%A-1+2.5%G-1,并对该配方进行了性能评价。结果表明,锆冻胶压裂液具有低滤失、易破胶、悬砂性能好的特点,在90℃下,初始滤失量仅为16.41×10^-3 m³/m²,滤失系数为6.66×10^-4m/min^1/2,在剪切170 s^-1下剪切2 h后的黏度仍保持在50 mPa·s以上,破胶液对岩心的损害仅为14.88%,适于低渗透油气藏的改造。     

非交联植物胶XG-1压裂液技术

基于黄原胶XG在水溶液中形成棒状双螺旋结构聚合体,研制了非交联型植物胶XG-1压裂液,并给出了压裂液配方。研究结果表明,XG-1稠化剂用量为0.5%时,压裂液表观黏度超过70 m Pa·s,其表观黏度随着温度升高而降低,50~100℃时体系表观黏度大于40 m Pa·s,p H值在2~12时表观黏度均保持在60 m Pa·s左右,分别采用氯化钾、氯化钙盐水配制压裂液,20%氯化钾、20%氯化钙溶液配制的压裂液表观黏度均大于40 m Pa·s,体系具有良好的耐盐性能;压裂液黏度大于40 m Pa·s时,支撑剂沉降速度大于0.014 mm/s,破胶液黏度大于5 m Pa·s,表界面张力与瓜胶压裂液类似,增稠剂浓度为0.5%的压裂液破胶残渣含量为90 mg/L,远低于同浓度瓜胶压裂液残渣含量,现场应用效果良好。该压裂液可用于中低渗、天然裂缝不发育储层的压裂改造。     

页岩储层超临界CO2压裂液滤失规律实验研究

压裂施工过程中,压裂液的滤失量是影响压裂裂缝几何形态和压裂效果的主要因素,但目前中国还没有对页岩储层超临界CO₂压裂液滤失规律实验方面的报道。因此,结合中国典型页岩气储层特征,研究了非线性滤失条件下,不同初始相态的CO₂压裂液在地层岩心中的滤失规律,在此基础上分析了CO₂压裂液滤失规律的主要影响因素,以及不同实验条件下CO₂压裂液的滤失机理。实验结果表明,CO₂压裂液的滤失规律受注入压力、压差、裂缝开启度及压裂液黏度等因素的影响,随着注入压力、压差、裂缝开启度的增大,CO₂压裂液滤失速率增大;不同滤失实验条件下,影响CO₂压裂液滤失规律的主导因素不同,当CO₂压裂液处于超临界状态(7.38 MPa,31.1℃)时,由于黏度较大,超临界CO₂压裂液的滤失系数相对较小。      

一种高温耐剪切超分子缔合弱凝胶清洁压裂液体系

超分子聚合物化学是超分子化学与高分子化学相互交叉融合形成的新方向,因此基于前期对超分子压裂液的研究成果,采用对疏水单体增溶性能好的ASF-1两性离子表面活性剂,与自制的LCM长碳链阳离子不饱和成链单体、自制的HTM抗高温单体等进行胶束共聚合反应,合成了一种高温耐剪切的超分子聚合物稠化剂SPM-2。通过复配具有蠕虫状胶束的物理交联剂PCA-1,制备出一种超分子缔合弱凝胶压裂液（0.8% SPM-2+0.5% PCA-1）。该压裂液具有超分子“蜂巢”网格结构,表观黏度随物理交联剂加量增大而持续增加,达到了胶束与聚合物链的强物理交联效果。该压裂液在150℃、170 s-1、2 h下表观黏度保持在58 mPa·s左右,相比超分子聚合物溶液提高了30 mPa·s ;剪切速率从40 s-1增至1 000 s-1,再降到40 s-1后,压裂液黏度迅速降低并快速恢复,剪切回复性好;在0.01~10 Hz内进行频率扫描,压裂液弹性明显优于黏性;支撑剂沉降速率小于8×10-3 mm/s,悬砂能力相比稠化剂溶液提高了一个数量级;在90℃、2 h下破胶液黏度小于2 mPa·s,未检出残渣;岩心伤害率小于10%。室内实验结果表明,该压裂液可满足致密砂岩气藏高温储层压裂需求。      

一种聚合物压裂液稠化剂的性能研究及应用

以分子间的静电作用为理论基础,研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂,通过红外光谱谱图以及核磁共振谱图分析聚合物结构,利用扫描电镜观察加入电吸引诱导剂后聚合物溶液空间结构的变化,并对该聚合物压裂液稠化剂进行性能测试,发现该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构,增黏效果很好,并且在110℃、130℃、170 s-1下剪切1 h后黏度保持在40~55 m Pa s,在90℃条件下破胶时间为71.5 min,破胶后无残渣,岩心伤害率低,为12.07%。该压裂液表现出较强的黏弹性,携砂性能好,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,且在砂比为60%时,常温下1 h后悬砂状态良好。该聚合物压裂液稠化剂满足现场压裂施工的要求,加之合成原料易得、价格较低,其现场应用前景广泛,通过在苏里格气田苏20-23-X井盒8下段的现场压裂施工测试中可以看出,其施工效果显著。     

不同化学剂对缔合结构压裂液破胶影响

为解决超分子缔合结构压裂液在特殊储层的破胶难题,实现该新型体系的大规模应用,通过比较90℃下不同添加剂对压裂液流变性能的影响,研究了有机溶剂、过氧化物、柴油、煤油、醇类以及复配添加剂对超分子缔合结构压裂液的破胶效果。结果表明,在90℃下,0.5%有机溶剂乙二醇单丁醚和三乙醇胺分别使压裂液黏度下降了80和77 mPa·s,并保持最低黏度为30 mPa·s;0.1%过硫酸钠120 min可使压裂液黏度降到4.312 mPa·s,破胶效果明显;加入0.6%柴油和煤油,破胶时间分别为50和40 min;多元脂肪醇与缔合高分子相互作用可以降低压裂液黏度, 1.0%正辛醇能使超分子缔合结构压裂液黏度下降到24 mPa·s;不同化学剂的复配可以缩短破胶时间,其中0.03% FeSO4、0.05% FeS分别与0.1%过硫酸铵复配可将破胶时间缩短60 min。通过以上方法可实现缔合结构压裂液在无原油存在的情况下破胶。      

BCG-1深井加重清洁压裂液体系

对于埋藏深、低渗透和温度高的储层进行压裂改造施工时,抗高温硼交联改性瓜胶压裂液体系存在摩阻高、残渣不能消除的问题。在实验室中合成了一种具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子功能单体为主链的聚合物压裂液稠化剂,通过对添加剂进行优选,形成了一种BCG-1加重清洁压裂液体系。室内实验结果表明:BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性,在160℃、170 s-1条件下剪切120 min,压裂液黏度保持在57 mPa·s以上,且该压裂液配方实验重复性好。用自行设计并研制的多功能流动回路摩阻测试仪对BCG-1加重压裂液进行摩阻测试,实验采用8 mm测试管径,测试数据显示,体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性;NaNO₃加重剂对该体系摩阻性能基本无影响;体系破胶性能好,破胶液黏度小于21 mPa·s,残渣含量小于5 mg/L,具备清洁压裂液的特性。      

地层水压裂液体系研制

为了缓解川西气田地层水大量产出带来的环境保护压力和成本压力,对川西地区地层水的类型、成分以及矿化度深入分析的基础上,分别采用低矿化度地层水和高矿化度地层水配制成功了地层水瓜胶压裂液体系和地层水降阻水体系。地层水瓜胶压裂液体系在45℃下剪切90 min黏度可达100 m Pa·s以上,破胶液表面张力为27.66 m N/m,防膨率为87.5%,伤害率为26.5%;通过优选耐盐降阻剂,配制出一种地层水降阻水体系,其降阻率可达69%~71%。地层水瓜胶压裂液在SF38-2井和SF38-4井成功应用,增产效果明显;地层水降阻水体系在X502井非常规气藏体积压裂施工中得到成功应用。2套地层水压裂液体系性能均与清水压裂液性能相当,具有良好的推广应用前景。     

油酸酰胺丙基二甲基氧化胺压裂液稠化剂的性能研究

油酸在170℃、Na OH催化剂条件下与二甲氨基丙胺缩合生成中间体,在55℃条件下与30%过氧化氢氧化生成油酸酰胺丙基二甲基氧化胺,总转化率为97%。使用质量分数为1.5%~3%的油酸酰胺丙基二甲基氧化胺及助剂配制的清洁压裂液,在170 s-1、80℃条件下剪切1 h,黏度在50~150 m Pa·s之间;使用质量分数为3%的清洁压裂液在170 s-1、100℃下剪切1 h,黏度达到30 m Pa·s。由于氮氧键之间为配位共价键,具有较大的偶极矩,极性大,增稠能力强。利用裂缝导流实验装置,分别通10 PV 2%油酸酰胺丙基二甲基氧化胺清洁压裂液及羟丙基瓜胶压裂液破胶液,它们对裂缝导流能力的伤害率分别为13%和90%,清洁压裂液对裂缝导流能力伤害小。清洁压裂液与煤油按质量比为10∶1混合,在40℃破胶0.5 h,破胶液黏度为2.71 m Pa·s,破胶彻底。     

低渗低温水敏性浅层气藏压裂优化技术研究

低渗低温水敏性浅层气藏因其具有低温、水敏性强、成岩作用差、胶结疏松、水力裂缝形态不确定等一系列不利压裂改造与增产的因素，其改造技术与增产难度不亚于深井、超深井，故限制了其储量的高效动用。针对这些难题进行了技术攻关，形成了4项技术：弱交联、低温活化剂与超量破胶剂的低温储层快速破胶技术；有机盐与无机盐双元体系复合防膨技术；大粒径支撑剂尾追与高砂比施工的防支撑剂嵌入高导流技术；浅层、疏松性气藏压裂全程保护与压后放喷排液管理技术。吐哈鄯勒浅层气藏勒9-1井应用该技术进行先导性压裂试验取得成功，加砂53.1 m³,最高砂液比60%，平均砂液比39.2%。压后立即用3 mm油嘴控制放喷、排液50.0 m³取得的返排液样品，测试其破胶水化液粘度为5.1 mPa·s。压后气产量从压前4633 m³/d提高到稳定的2.75×10⁴m³/d，无阻流量5.76×10⁴m³/d。该井压裂的成功，说明了低渗低温水敏性浅层气层压裂优化技术的适用性，并使鄯勒浅层气藏的低渗难动用储量有效动用有了技术保证。     

固体硼交联剂制作方法及性能

研制出一种压裂用固体无机硼交联剂G-CYS,评价了其交联特性,设计了适用于100、120、140、160℃不同温度条件的4种压裂液体系。在相应温度下4种体系均具有良好的耐高温和耐剪切性能,破胶彻底、破胶液黏度低,在160℃以1 000 s-1的速率高速剪切2 min,在170 s-1剪切120 min后黏度保持在120 m Pa·s以上,满足中高温储层压裂需要。体系的交联时间可以通过p H值和温度2方面控制,交联完成后可以保持60 min以上不脱水,避免由于现场施工延迟导致体系脱水、性能变差等问题。