高矿化度水基压裂液稳定剂的研制及应用

为减少高矿化度水对压裂液性能的影响,用三聚氯氰与亚氨基二乙酸二钠制备的三聚氰胺六乙酸(ELX)作为稳定剂螯合高矿化度水中的钙镁离子,改善海水及高矿化度水配液问题。研究了ELX对金属离子的螯合能力、对高矿化度水的稳定效果及对羟丙基瓜尔胶压裂液性能的影响。结果表明,ELX产率可达72%。ELX与大多数金属离子有较好的螯合效果,其与Mg~(2+)、Ca~(2+)、Cu~(2+)、Fe3+的螯合值为150数350 mg/g。加入0.9%和5%的ELX可分别使高矿化度模拟水和模拟海水保持澄清。ELX与羟丙基瓜尔胶的配伍性良好,可改善基液黏度和压裂液交联性能;压裂液耐温耐剪切性良好;压裂液可在2 h内破胶,破胶液具有较低的表面和界面张力,残渣量及岩心基质渗透率的损害率与清水相当,符合施工要求。将ELX用于京x井现场压裂液配液,采用高矿度水基压裂液压裂施工后产油8.9 t/d。ELX可以用于淡水缺乏的海水、深层水、地表高矿化度水压裂,节约作业成本。     

一种海水基压裂液体系的研究

通过室内实验研发出一种海水基压裂液体系的关键添加剂——耐盐稠化剂、胶液保护剂、螯合调节剂,优化出了耐高矿化度、黏度高、残渣低、地层伤害低的海水基压裂液体系.对海水基压裂液体系的性能评价结果表明,该体系耐温达到120℃,交联时间为2～5 min可调,残渣含量为318 mg/L,岩心伤害率为24.85％,破胶液表面张力为26.5 mN/m,界面张力为1.76 mN/m,达到了现场应用的要求.     

低残渣羧甲基压裂液在苏里格气田的应用

低残渣羧甲基压裂液是在保持瓜尔胶优点的基础上形成的新型压裂液体系,与羟丙基瓜胶相比,羧甲基压裂液体系具有稠化剂增黏速度快、交联性能好、摩阻相对小、耐温抗剪切性能强、剪切恢复性好、破胶性能优异、残渣低等优点。在苏里格气田现场施工中应用,解决了生产中出现的交联时间短、基液存储时间短和过破胶现象;增大了产能,节约了成本。     

应用于含高浓度钙镁离子水配制压裂液的螯合调节剂研究北大核心CSCD

高浓度钙镁离子影响水基压裂液的增黏和交联性能,使压裂液冻胶耐温耐剪切性能变差。本文通过浊度和螯合值测试实验研究了应用于含高浓度钙镁离子水的pH值调节剂和螯合剂,进而得到一种由有机胺、氨基羧酸盐和有机膦酸盐组成的高效螯合调节剂。该螯合调节剂对钙镁离子具有较高的螯合值,并具有一定的调节溶液pH值的功能,可通过螯合作用和晶格畸变作用抑制钙镁离子在高pH值下的沉淀作用。此外,该螯合调节剂具有较好的热稳定性,经过160℃处理后分子结构不会发生变化。将螯合调节剂应用于海水配制压裂液时,160℃海水基压裂液体系具有良好的交联性能,满足压裂液黏度技术指标。本研究成果解决了高浓度钙镁离子和压裂液碱性交联环境配伍性差的问题,对研究利用高矿化度水配制碱性交联压裂液体系具有重要意义。     

中高温可控延迟合成聚合物压裂液的研制

采用自由基水溶液共聚法,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)等为功能单体合成了AM/AA/AMPS三元共聚物稠化剂(BHY9-6)。以BHY9-6为基液,加入一种中高温复合交联剂(QI-23)及其他添加剂得到了一种可控延迟的合成聚合物压裂液(简称B-Q压裂液)。研究了B-Q压裂液的交联性能、耐温耐剪切性能和破胶性能等。实验结果表明,通过控制交联剂静置时间、交联剂pH或基液pH中的一个或几个因素,可将B-Q压裂液的交联时间控制在合适的范围内(如40~120s)。B-Q压裂液中各添加剂之间的配伍性好,对压裂液的交联时间及挑挂性能基本无影响,对耐温耐剪切性能的影响较小。B-Q压裂液经破胶后,破胶液黏度均小于3mPa·s、破胶液表面张力均低于22mN/m、无残渣、对地层伤害较小、破胶性能良好。B-Q压裂液与华北油田、东北油田、胜利油田等压裂用水配伍性好,性能优良,具有广泛的应用前景。     

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。     

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%。     

超低浓度羟丙基瓜胶压裂液在煤层气储层改造中的应用

开发了一种适用于煤层气储层改造的超低浓度羟丙基瓜胶压裂液的交联剂ＧＪ－１,其具有长链多交
联点螯合能力、交联网络密集、交联时间短、冻胶的黏弹性较好等性能;过硫酸铵和低温酶复合体系实现了低温高
效破胶。从黏度、伤害等方面进行综合评价,结果表明,０．１５％改性羟丙基瓜胶ＧＪ与０．３％交联剂ＧＪ－１组成的交
联体系交联速度快,伤害率较低。控制低温酶和ＡＰＳ加量可以将破胶时间调节在２～８ｈ内且可控,破胶后残渣只
有３３ｍｇ／Ｌ,有效减小对煤层裂缝导流能力的损害。现场应用表明,这种超低浓度羟丙基瓜胶压裂液体系的加砂量
达到了设计要求,压后返排液破胶良好。     

基于淀粉微球交联剂的低浓度羟丙基胍胶压裂液性能研究

目的针对低渗透油藏,需要降低压裂液稠化剂用量,减少对储层的伤害,并确保压裂液具备延迟交联、携砂等性能和耐温耐剪切性能。 方法利用反相乳液聚合法合成淀粉微球,通过硅配体和硼羟基修饰淀粉微球表面,制备了一种交联性能优良、伤害性低的微球型硅硼交联剂(KBSM)。 结果KBSM交联剂能够实现多活性位点交联,增强交联密度,从而降低羟丙基胍胶(HPG)的用量,具有延迟交联特性。其延迟交联时间在2~6 min内可调。质量分数为0.2%的 HPG交联冻胶在120 ℃、170 s-1剪切120 min后的黏度为80 mPa·s。交联冻胶中砂质量分数(以下简称携砂比)为40%时,陶粒沉降速度为0.116 7 cm/min。加入质量分数为0.25%的过硫酸铵破胶剂可使交联冻胶在90 ℃下、120 min内完全破胶,且残渣质量浓度为214 mg/L。同时,破胶液的岩心损害率为26.55%。 结论基于淀粉微球交联剂的低含量羟丙基胍胶压裂液对于降低低渗储层伤害有一定的指导意义。      

羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价

评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶（CMHPG）压裂液在90～180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶（HPG）交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194～225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2～6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液（用于150℃高温深井）的摩阻系数与0.30%HPG基液（用于70℃地层）相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的＂二高四低＂性能。图5表8参4