一种新型耐温酸化转向剂KHD501B的开发及性能评价

开发了一种新型粘弹性表面活性剂KHD501B,与国内常规粘弹性自转向酸体系相比,使用该表面活性剂配制自转向酸体系具有良好的抗温、抗剪切性能,并考察了酸化缓蚀剂KHD529与自转向酸体系的配伍性及自转向酸体系的缓速性,室内评价试验结果表明,随KHD501B浓度不断增加,酸液体系黏度不断升高,KHD501B浓度为5%时,20%盐酸中黏度仅为10m Pa·s左右,自转向酸随酸岩反应的进行黏度不断增加并实现自转向,转向黏度可达到300m Pa·s以上,之后酸岩继续反应直至自动破胶;酸化缓蚀剂KHD529加量为1%时,与酸液体系配伍性较好,且20%盐酸酸液体系中N80钢片腐蚀速率低于5g/(m2·h)。     

冻胶酸性能评价及其现场试验——以塔河油田为例

塔河油田碳酸盐岩储层具有埋藏深、温度高、油气藏类型复杂、非均质性强等特点,这使得储层深度酸压改造技术成为世界级难题。在分析现有酸压酸液体系不足的基础上,针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层特点开发了冻胶酸酸压工艺,冻胶酸具有黏度高、滤失低、缓速缓蚀、破胶彻底、能携砂等一系列优点,从而实现酸液体系深穿透、提高酸蚀裂缝导流能力、延长压后有效期、提高单井产能的目的。2011年应用冻胶酸酸压工艺在塔河油田进行了4口井的现场试验,取得较好效果,施工成功率和有效率均达100%,与其他的酸液体系相比,增产效果显著,推广应用前景广阔。     

延迟交联冻胶酸液体系的室内试验研究

针对塔河油田外围奥陶系碳酸盐岩油藏储层发育程度变差,常规酸液体系滤失量大、酸岩反应速度快,酸蚀裂缝长度较短,酸压有效作用距离难以进一步提高的难题,开展了延迟交联冻胶酸体系配方、综合性能,以及现场酸压施工工艺研究。优选出的冻胶酸体系室温放置7天无分层、沉淀,基液粘度51mPa·s,延迟交联时间3-4min可调,在150℃、170s-1下剪切1h后黏度仍大于50mPa·s,破胶液粘度6mPa·s,酸岩反应速度较常规胶凝酸体系低一个数量级,具备一定的携砂能力。在碳酸盐岩油藏酸压改造中具有良好的推广应用前景。     

耐高温酸性冻胶材料的制备及性能研究

针对高温深层油气藏的压裂,开发出一种性能良好的抗140℃的酸性冻胶材料,并对其进行性能研究。为了延迟酸化时间,对酸性冻胶材料的稠化剂、交联剂、铁离子稳定剂等添加剂类型及加量进行了研究。利用流变仪、酸岩反应旋转岩盘仪、原子力显微镜以及酸蚀裂缝导流能力评价试验仪等对研制的酸性冻胶材料进行了耐温抗剪切性能、缓蚀性能以及裂缝导流能力等性能的研究。最终得出该冻胶材料基液黏度在25~50 m Pa·s之间,140℃下交联黏度大于200 m Pa·s,铁稳效果好,耐温抗剪切性能良好,缓蚀速度小于40 g/(m2·h),破胶黏度小于15 m Pa·s,导流能力好等性能。     

环境友好型交联酸的性能及其反应动力学

以乳酸、葡萄糖酸、聚乙烯亚胺(PEI)及聚丙烯酰胺类稠化剂为主要原料,采用溶液共混法制备了一种环境友好型耐高温交联酸EAC-1。结合FTIR、流变测试、SEM等分析了乳酸与葡萄糖酸混合形成的复合酸溶蚀CaCO3的协同作用机理以及交联酸EAC-1的流变性、微观结构以及破胶性能,明确了交联酸的反应速率常数及其反应动力学方程。结果表明,当乳酸及葡萄糖酸物质的量比为1∶1时,乳酸和葡萄糖酸可与Ca2+通过共价键作用形成一种具有高溶解度的螯合物,使残酸中无二次沉淀生成;当PEI质量分数为0.12%时, 170 s–1、110℃下交联酸黏度保持在50 mPa·s以上;交联剂PEI与稠化剂形成的立体网状结构保证体系具有良好的耐温耐剪切能力,且交联酸破胶均匀,无残渣,破胶液黏度仅为4.2 mPa·s;EAC-1的反应速率常数比以盐酸为主体酸的交联酸HC-1小1个数量级,表明EAC-1交联酸具有良好的缓速性能,有利于延长酸液有效作用距离。     

具有吸附作用的酸液缓速外加剂FL-1的研制

针对目前常规酸液缓速外加剂普遍存在泵入地层困难,二次伤害大等问题,从分子结构出发,合成了一种具有吸附作用的酸液缓速外加剂。采用CO2气体采集装置对外加剂延缓酸岩反应性能和缓速酸液的黏度进行了评价。结果表明,外加剂质量分数为0.5%时,缓速时间为140 min,酸液初始黏度为4.5 m Pa·s;酸岩反应过程中随着盐质量浓度和转子转速的逐渐增大,酸液缓速外加剂仍具有较好的缓速效果,并且外加剂与其他处理剂配伍性良好。     

甜菜碱类酸化自转向剂的性能评价

自转向酸对于非均质储层酸化效果较好,通过室内实验对芥酸酰胺丙基甜菜碱表面活性剂用作酸化自转向剂进行了性能评价。结果表明,甜菜碱自转向剂体系黏度随着pH升高先增大后稳定,Ca⁽²⁺⁾能够显著增加残酸黏度。当pH值为4时,5%甜菜碱JAB浓度的酸液黏度最大值可达414 mPa·s。体系具有较好的耐温性和抗剪切性,在90℃时170 s(2+)能够显著增加残酸黏度。当pH值为4时,5%甜菜碱JAB浓度的酸液黏度最大值可达414 mPa·s。体系具有较好的耐温性和抗剪切性,在90℃时170 s^(-1)下黏度仍可达220 mPa·s,且破胶性能好,破胶后黏度<5 mPa·s,易返排,对储层伤害小。双岩心并联流动实验表明,甜菜碱自转向酸化效果明显,对低渗透岩心的渗透率改善率可达78.2%,可满足非均质碳酸盐岩储层的酸化转向需要。     

适用于碳酸盐岩储层复合有机缓速酸液体系研究

针对碳酸盐岩油气藏在使用常规酸化措施施工时存在管柱腐蚀严重,酸岩反应速率过快,二次沉淀污染等问题,通过室内实验,优选出了合适的主体酸、缓蚀剂、助排剂和铁离子稳定剂,研制出一套适合碳酸盐岩储层的新型复合有机缓速酸液体系。室内评价了该酸液体系的各项性能指标,结果表明,该酸液体系具有良好的缓速性能、较低的腐蚀速率以及较低的表面张力。岩心模拟酸化实验结果表明,复合有机缓速酸液体系对目标气田储层天然岩心的基质渗透率改善率大于170%,基质酸化效果好于普通盐酸。说明优选的复合有机缓速酸液体系对目标气田储层具有显著的改善作用,可以应用于现场酸化增产作业。     

地下变粘转向酸在博兴油田的应用

室内实验表明,地下变粘转向酸具有很好的变粘转向性能,变粘转向酸随着酸-岩反应的进行而发生粘度变化,当体系pH≥2时,酸液粘度瞬间迅速大幅度升高,使鲜酸继续向地层深部穿透和转向其他的低渗透层；pH值≥4时,体系破胶,粘度下降.地下变粘转向酸兼具缓速和降滤失双重功能,具有很好的破胶性能和稳定性能,返排时无残留物,对储层具有良好的保护作用.博24块沙四段目的层段储层岩性为生物灰岩.岩石矿物成份以方解石、白云石为主,该区储层为中孔低渗储层.因此博24块适宜酸压改造.本文从地下变粘转向酸酸化机理入手,评价了酸液体系性能.介绍了地下变粘转向酸在博兴油田博24块的现场应用情况,取得了增油显著,有效期长的好效果.     

通过残酸离子浓度测定评价酸液性能

残酸离子分析是研究砂岩酸化反应过程及2次伤害的新方法。通过测定残酸中Si、Al、Ca、Mg、K、Na、Fe等离子浓度的变化,可评价酸液的缓速及抑制2次沉淀的性能,进一步优选酸液体系。实验评价了常规土酸、低浓度土酸、氟硅酸、氟硼酸、有机缓速酸5种酸液对大庆肇州油田州2井岩心的酸化效果,表明有机缓速酸、氟硅酸、氟硼酸与常规土酸相比具有一定的缓速作用,对地层伤害小,在实际应用中可作为砂岩缓速酸使用。     

变黏分流酸流变性影响因素的研究

利用室内合成的甜菜碱型两性表面活性剂(VES-TCJ)制备变黏分流酸。首先测定酸液中VES-TCJ浓度对鲜酸表观黏度的影响。然后模拟酸-岩反应,考察pH、VES-TCJ浓度、剪切速率、温度等因素对变黏分流酸体系变黏特性的影响。实验结果表明,当剪切速率为170 s-1,25℃下鲜酸的表观黏度小于25 mPa.s,具有良好的泵入能力。酸液表观黏度在酸-岩反应过程中不断增大,pH值为3左右时,乏酸的表观黏度最大。表面活性剂是酸液变黏的关键,VES-TCJ浓度大于4%后,变黏分流酸具有较高的表观黏度。变黏分流酸表观黏度随剪切速率的增大和温度的升高而明显减小。     

几种常用酸液的缓速性能研究

常规酸化施工过程中,酸岩反应速率快,酸液穿透距离短,只能消除近井地带造成的伤害,酸化效果不理想。以HCl、HF、土酸等常规酸与甲酸、乙酸、柠檬酸等有机酸进行复配,通过测定酸岩反应溶失率,确定了三种高溶失率酸液体系:8%HF+2%甲酸、8%HF+2%甲酸+0.15%柠檬酸、10%HCl+8%HF+2%甲酸+0.15%柠檬酸;通过酸液添加剂优选及缓速性能评价,最终确定了两种缓速酸配方体系:8%HF+2%甲酸+1%缓蚀剂(WD-11)+1%铁离子稳定剂(WD-8)+1%助排剂(WD-12)+1%黏土稳定剂(WD-5);8%HF+2%甲酸+0.15%柠檬酸+1%缓蚀剂(WD-11)+1%铁离子稳定剂(WD-8)+1%助排剂(WD-12)+1%黏土稳定剂(WD-5),具有较好的缓速效果。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

适用于冬季施工的清洁压裂液体系评价及应用

通过利用捷贝通耐温抗盐清洁压裂液体系为基础配方,根据新疆油田冬季施工要求,经过大量的室内评价开发出一套适用于冬季施工的清洁压裂液体系,并进行了现场应用。通过室内评价及现场应用结果表明,该体系具有以下优点:基液黏度低,可实现支撑剂在基液中的均匀分布;低温下正常交联,低排量下支撑剂不会迅速沉降;防冻性能好,压裂液在-15℃下保持流动状态;与储层配伍性好,不会出现压裂返胶现象;携砂性能好,常温携砂,36 h不沉降;高温下耐剪切性能好,在100℃下剪切60 min尾黏大于100 mPa·s;冻胶呈中性,不会对管道、设备产生腐蚀;破胶液表、界面张力低,有利于破胶液返排;抗二价铁离子效果好。     

高温缓速环保酸的研制及应用

新型酸液体系由有机多元羧酸、多支化孪链两性表面活性剂、双子吡啶季铵盐表面活性剂复配而成。该酸液具有盐酸类似的性能,但是避免盐酸有害健康的特点,在暴露环境中十分安全。高温缓速环保酸高温下具有良好的缓速性、酸化效果。同时无需加入任何助剂即具有良好的稳定铁离子性能、降阻性能、对管材的高温腐蚀速率低、残酸伤害低。返排液无毒性,无需后处理,清洁安全环保。     

低伤害转向酸化技术室内研究

常规酸化过程存在酸液沿高渗层突进、对低渗层改造不足、酸液利用率不高和扩大储层非均质性的弊端,为解决这些问题,开展了低伤害转向酸化技术研究,该技术利用对粘弹性表面活性剂的粘度控制,酸化初期对高渗通道进行智能封堵,酸液转向优先改造低渗储层,酸化后高渗通道封堵段塞就地破胶、无残渣,渗透率恢复彻底;同时对酸液体系进行优化,达到缓速、减小二次伤害性能,最终实现对地层的均匀改造和高效酸化目的。通过室内实验研究,重点考察了粘弹性表面活性剂封堵体系的粘度控制因素、酸液转向效果和破胶恢复性能。     

新型CO_2清洁泡沫压裂液性能研究

筛选了与CO2配伍的新型GRF清洁压裂液,采用大型泡沫循环回路,测试了GRF-CO2清洁泡沫压裂液的动态流变特性、携砂性能,同时评价了泡沫压裂液体系的静态破胶性能、助排性能和岩心伤害特性。结果表明,GRF-CO2清洁泡沫压裂液体系易破胶,破胶后无残渣,表/界面张力低,对岩心基质渗透率伤害低,当CO2泡沫质量达到55%~75%时,清洁泡沫压裂液体系流变性能好、动态携砂能力强,能够满足现场泡沫压裂施工的要求。     

新型CO2清洁泡沫压裂液性能研究

筛选了与CO2配伍的新型GRF清洁压裂液,采用大型泡沫循环回路,测试了GRF-CO2清洁泡沫压裂液的动态流变特性、携砂性能,同时评价了泡沫压裂液体系的静态破胶性能、助排性能和岩心伤害特性。结果表明,GRF-CO2清洁泡沫压裂液体系易破胶,破胶后无残渣,表/界面张力低,对岩心基质渗透率伤害低,当CO2泡沫质量达到55%~75%时,清洁泡沫压裂液体系流变性能好、动态携砂能力强,能够满足现场泡沫压裂施工的要求。     

胍胶压裂液高效破胶降解剂体系研究

胍胶压裂液是低渗透油藏水力压裂应用最广泛的压裂液体系,针对其破胶不彻底,残渣、残胶易造成压后储层伤害的问题,通过耐温耐剪切性、破胶液黏度、破胶液残渣含量测试实验,从10种破胶剂、9种降解剂中筛选、优化了胍胶压裂液复合破胶降解剂。并利用凝胶渗透色谱仪和激光粒度仪对胍胶压裂液破胶液中聚合物分子量和残渣粒径进行了测试。结果表明,0.06%(质量浓度)破胶剂P4(过硫酸铵∶亚硫酸钠=9∶1,质量比)+0.009%降解剂M2(BAT-2)为最佳复合破胶降解剂体系,其对应胍胶压裂液耐温耐剪切性测试稳定黏度、破胶液黏度、破胶液中残渣含量分别为103 mPa·s, 1.5 mPa·s和202 mg/L。相对于现用过硫酸铵破胶剂,优化的破胶降解剂体系可降低破胶液中聚合物平均分子量16.0%;减小破胶液中残渣粒径中值21.5%。