压裂返排液电催化氧化解交联降黏分析

为了研究电催化氧化技术处理压裂返排液中的主要有机物羟丙基胍胶降黏机理,考察了处理条件如处理时间、处理温度、电流密度等对模拟羟丙基胍胶基压裂返排液黏度、硼赋存形态的影响,以及通过极板电子交换的直接氧化与电化学过程生成的活性氧化物的间接氧化对羟丙基胍胶降解的影响.研究表明,羟丙基胍胶压裂返排液的降黏率随电催化氧化处理时间延...     

胍胶压裂返排液循环配制过程中残余硼控制技术研究

胍胶压裂液是目前油气田开发应用最为广泛的压裂液体系之一,返排液中存在一定量的残余交联剂,在重复配液过程中会出现提前交联的问题,因此开展了丙三醇、乙二醇、甘露醇、木糖醇等多羟基化合物对返排液中残余硼的掩蔽实验。实验结果表明：采用与硼摩尔比为2∶1的甘露醇作为掩蔽剂,可降低提前交联的不良影响。针对压裂返排液的水质特点和回用指标,采用“絮凝沉淀+离子控制+两级过滤”为主的胍胶压裂返排液处理工艺,处理后悬浮物去除率95.6%、钙镁离子去除率72.6%、硼去除率71.5%,压裂返排液处理后直接配制胍胶压裂液,未出现提前交联的情况,与清水配制的胍胶压裂液相比,耐温、耐剪切性能满足现场施工的要求。     

压裂返排液重复利用技术现状及展望

随着油气田开发规模的日益扩大,压裂作业用水量逐渐增大与压裂返排液产生量大、返排液无法直接外排的矛盾日益突出。将返排液进行处理后再回用无疑是目前解决该难题的有效途径。针对我国压裂返排液重复利用研究与应用现状,从返排液处理过程中面临的技术问题、可回收压裂液体系的研发、返排液处理工艺及处理装置的改进等几个方面进行了系统介绍,指出处理后回用是返排液处理的最佳途径,也是未来油气田工业发展的必然趋势。返排液回用技术应该从可回收压裂液体系的研发及返排液回用处理工艺改进两方面入手,进一步完善和推广该技术在油气田开发过程中的应用。针对目前返排液回用技术存在的问题提出了建议,以期为我国返排液重复利用技术的发展提供指导。     

胍胶压裂返排液回注处理技术研究与应用

随着体积压裂的大规模应用,压裂返排液的处理也成为油田亟待解决的问题。压裂返排液成分复杂,添加剂多,其中稠化剂-胍胶的处理成为返排液处理的关键。选取新疆油田压裂返排液样品,通过对水质、SEM电镜表观、元素及相对分子质量变化进行分析,对比确定了胍胶破胶前后的结构变化情况;通过对胍胶体系压裂返排液的微观分析,得出了胍胶在返排液中的稳定机理及处理方向。基于胍胶的微观分析及特性认识,开展返排液处理室内实验,取得了良好效果,进而在新疆油田开展了中试试验,处理后水质达到注水指标。新疆油田某采油厂应用了返排液回注处理技术后水质含油浓度≤5 mg/L、悬浮物浓度≤8 mg/L,实现了返排液的循环利用和回注处理效益最大化。     

“水质调节-絮凝-O3氧化”工艺处理胍胶压裂返排液 及回用技术

基于对延长油田某油井的胍胶压裂返排液的水质特性分析,采用"水质调节-絮凝-O3氧化"工艺对该压裂返排液进行处理,通过实验探索各工艺参数对处理效果的影响,并考察了处理后返排液回配滑溜水压裂液的性能。先将压裂返排液的pH值调至9.0,然后加入800 mg/L絮凝剂IF-A和1.0 mg/L助凝剂FA-B,再在通臭氧量30 mL/min处理500 mL返排液的情形下通气处理40 min。处理后水质呈无色、清澈透明状,SS含量小于3.00mg/L,Fe离子含量0.5 mg/L以下,黏度降至1.28 mPa·s,细菌含量低。用处理液回配滑溜水压裂液的各项性能与用自来水配制的滑溜水压裂液性能相近,符合DB.61/T 575—2013《压裂用滑溜水体系》标准,满足滑溜水压裂液配制用水要求。图3表2参11     

压裂返排液循环再利用影响因素

压裂返排液为油田主要污染物之一,将压裂返排液处理后再用于配制压裂液,对油田环境保护和节约成本都具有重要意义。以长庆油田某水平井现场压裂返排液为研究对象,分析了不同时段压裂返排液的组成性质,研究了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余添加剂对循环利用的影响,并提出了相应的消除方法。研究结果表明:长庆油田某水平井现场压裂返排液中Ca2+、Mg2+含量低,不影响重复配液;Fe2+、Fe3+和固相颗粒含量高,通过"氧化-絮凝沉降-过滤"可有效降低;残余交联剂使得重复配制压裂液基液黏度过高,可通过三乙醇胺与葡萄糖按1∶9比例复配进行有效掩蔽;残余破胶剂影响重复配制的压裂液耐温性能,建议现场适量使用破胶剂。因此,压裂返排液通过除铁、除固相颗粒、掩蔽残余交联剂处理后可实现循环再利用。     

油田压裂用低残渣羟丙基胍胶合成工艺与性能研究

针对普通胍胶残渣含量高,易对地层造成损害这一问题,室内研制出了低于低残渣羟丙基胍胶。文中介绍了低残渣羟丙基胍胶的合成反应原理,研究了合成过程中相转移催化剂,醚化剂、碱量、反应温度,反应时间等因素对产品粘度和残渣含量的影响以及使用性能,最后提出了油田压裂用低残渣丙基胍胶的合成工艺技术条件。     

压裂返排液处理技术的研究进展

介绍了压裂返排液的性质及其处理技术,归纳了各处理技术的特点及处理效率。压裂返排液的成分复杂,处理难度大,一种方法对压裂返排液进行处理很难达到国家对返排液排放的要求,必须将几种方法联合起来对返排液进行处理。研究新型高效环保的压裂液体系和环保的生物处理剂,开发可使压裂返排液循环使用的工艺,利用油气田开发伴随的能量处理压裂返排液是将来压裂返排液处理技术发展的方向。     

吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术

随着水平井体积压裂技术的推广与应用,压裂液用量越来越大,同时产生大量的返排液,返排液成分复杂,难以高效利用,直接排放会造成环境污染。为了缓解新疆油田压裂用水和降低压裂成本,开展了吉木萨尔页岩油压裂返排液再利用技术研究。对吉木萨尔页岩油区块返排液进行pH调节、硼离子屏蔽、杀菌的处理,然后利用处理后的返排液再次复配胍胶压裂液,通过考察所配制压裂液的溶胀性能、交联冻胶耐温耐剪切和破胶性能确定了利用返排液复配胍胶压裂液的最佳配方,并在J1井进行了现场试验。吉木萨尔页岩油返排液具有高含碱、高含硼、高含菌的特点,通过引入0.06% pH调节剂A、0.08%屏蔽剂C,0.10%高效杀菌剂BLX-1,将返排液的pH 值调节至 7.0,然后加入 0.3%的交联剂 XJ-3 和 0.045%的 pH 调节剂 B。所配制的压裂液的交联时间控制在90～110 s,具有良好的耐温耐剪切性能,成胶后剪切 120 min 后黏度的依然大于 200 mPa·s,且携砂性能良好,破胶液性能满足行业标准。利用页岩油压裂返排液连续混配再利用技术处理返排液4.5×10~4m~3,且所配制的压裂液被成功应用于新疆油田页岩油J1...     

油田压裂用羟丙基胍胶的合成及性能评价

主要介绍了油田用羟丙基胍胶实验室制备方法。考察了胍胶含量对压裂液中水不溶物含量的影响,交联剂对胍胶压裂液粘度的影响,羟丙基胍胶压裂液耐温耐盐性。结果表明,羟丙基胍胶压裂液中水不溶物含量小于原粉胍胶压裂液水不溶物含量的1／2;交联剂的加入有利于提高羟丙基胍胶压裂液粘度;羟丙基胍胶压裂液耐温性不很理想;耐盐性明显好于原粉胍胶压裂液。     

胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标

通过对胜利油田多口压裂井返排液水质指标的分析,确定了瓜胶压裂液返排液的水质特点。在此基础上,分别考察了pH、还原性离子、硬度、矿化度、含油量和悬浮物含量对瓜胶压裂液性能的影响程度,确定了压裂液返排液回收利用需要控制的水质指标:pH值为6.5～7.5,Fe2+含量不超过5 mg/L,S2-含量不超过2 mg/L,Ca2+不超过500 mg/L,矿化度低于100 000 mg/L,悬浮物不超过300 mg/L,悬浮物和原油含量对瓜胶压裂液的基液黏度和耐温耐剪切性能无影响,说明悬浮物和原油与瓜胶和交联剂都不发生反应。因此,在压裂返排液回用过程中,可适当放宽对原油和悬浮物含量的要求。为压裂液返排液的回收利用提供了依据。      

瓜胶压裂返排液重复利用的室内研究

瓜胶压裂液的返排液已成为油田水体的主要污染源之一。将压裂后的返排液处理后重新配制压裂液,不仅可以保护环境,还可以节约水资源,降低成本。为了简化处理流程,提高返排液处理量,引入定位除硼及金属离子的方法,最终实现返排液的重复利用。以官西-5井的压裂返排液为实验对象,分析了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余硼对压裂液重复利用的影响。研究结果表明,11种无机离子对压裂液重复利用有不同程度的影响,并且总结得出了不同离子对压裂液配制影响的浓度限值;返排液经过高效破胶、絮凝、定位除硼及金属离子反应之后,石油类去除率达91.71%,浊度去除率达94.6%,色度去除率达95.8%,Ca2+、Mg2+、Fe2+和B浓度分别降至36.07、19.44、44.3和3.35 mg/L。研究了各种离子对返排液重复利用的影响,采用了定位除硼及金属离子的方法,根据返排液中残余硼及金属离子含量加入适量除硼剂和金属离子去除剂,将其浓度控制在影响范围内,该实验方法具有操作简便、处理量大,处理成本低等优点,便于现场推广应用。用处理后的返排液重新配制的瓜胶压裂液,在100℃剪切1 h后黏度仍保持在100 mPa s以上,满足《压裂液通用技术条件》要求,实现了压裂返排液的重复利用。      

pH值对羟丙基胍胶压裂液性能的影响

为了弄清压裂液的 pH值在水力压裂施工不同阶段所起的作用, 开展了 pH值对羟丙基胍胶溶胀、 交联、 携砂、 破胶性能的影响研究。结果表明, pH=7～ 10时, 羟丙基胍胶在 20 min内完全溶胀; pH=11～14时, 羟丙基胍胶至少需要 50 min才能完成溶胀。Ostwald-Dewaele方程 能描述冻胶黏度随剪切速率变化关系, pH=7～12时的稠度系数较大, 大于16744 mPa· sn; pH=13～14时的稠度系数明显减小, 小于3130 mPa· sn。静态沉降实验表明, pH=9～12时的静态沉降速度较小, 为 1.31～5.94 mm/h; pH=7、 8、 13时的静态沉降速度较大, 大于 10.64 mm/h; pH=14时, 支撑剂 20 s内完成沉降。破胶实验研究发现, 冻胶在 pH=7～10时的破胶速度大于 pH=1～14时的破胶速度; pH=7～12时, 残渣含量较小, 为 400 mg/L左右。满足各施工阶段的 pH值范围为9～10。图5表2参12     

油酸酰胺丙基二甲基叔胺改性羟丙基胍胶耐高温压裂液的交联流变性能

为获得耐高温压裂液增稠剂新体系,采用油酸酰胺丙基二甲基叔胺疏水改性羟丙基胍胶(HPG),获得一种新型疏水改性耐高温耐剪切稠化剂(O-HPG)。利用红外光谱FTIR、低核磁共振LF-NMR、热重TGA等分析方法表征结构。利用4-参数振荡剪切交联流变动力学方程描述交联过程。进一步研究O-HPG与HPG溶液与有机锆交联剂交联形成凝胶的耐高温性耐剪切性能。研究表明,4-参数振荡剪切交联流变动力学方程可以很好拟合交联过程并得到最佳交联条件;向质量分数0.6%O-HPG基液中加入0.25%体积比的有机锆交联剂FAC-201(锆离子含量为0.5%),在pH 10.8下交联形成高黏弹凝胶,弹性模量达到178.8 Pa,比相同条件下HPG体系的(58.3 Pa)增加了2倍;O-HPG压裂液在200℃、剪切速率100 s^-1的条件下剪切1.5 h后保留黏度大于80 mPa·s,可满足高温压裂液黏度要求(大于50 m Pa·s),获得耐温200℃的压裂液体系。改性后O-HPG耐高温耐剪切性能较HPG有显著提高且O-HPG压裂液更易破胶。图9表4参15     

压裂返排液中瓜胶浓度检测及分子结构解析

压裂返排液中的主要成分是瓜胶,其有效含量的确定以及分子结构的变化对于返排液后续的处理具有指导作用。利用瓜胶的化学性质建立了采用蒽酮比色法检测返排液中瓜胶浓度的方法,建立的标准曲线线性相关性为0.999 2,回收率在96.5%～101.1%之间,方法重现性高,准确可靠。同时利用凝胶色谱（GPC）与飞行时间质谱联用的技术（LC/Q-TOF-MS）解析了压裂返排液中瓜胶的分子量和分子结构的变化过程。结果表明,凝胶色谱测量瓜胶分子量的标准曲线线性相关性为0.995 5,玛湖地区使用的瓜胶的相对分子质量约为84万,随返排时间的增加返排液中大分子瓜胶显著减少,加入氧化破胶剂后瓜胶的B-O键优先断裂,瓜胶生成聚二醇络合物。      

瓜胶压裂液体系示踪剂的筛选

在油气田开发过程中,多数油气井压裂通常是采取分段压裂,各层段一起合排,此过程目前常用总的返排量来判断整体压裂液的返排效果,而无法了解各个层段压裂液的返排情况。为了评价各层段压裂液的返排效果,可在各层段压裂过程中加入一定浓度的不同示踪剂,在返排时对压裂液返排液进行连续取样,检测返排液中各种示踪剂的浓度,从而判断各层段的返排效果,计算压裂液在地层中的残留量。而在压裂中所用示踪剂需要与压裂液配伍,对油田常用的几种示踪剂进行了实验评价。实验研究结果表明,小分子醇类和无机阴离子(SCN-和Br-)不适合作为瓜胶压裂液示踪剂,2种微量物质TA和TB与瓜胶压裂液配伍,不会对压裂液成胶和破胶产生影响,并且由于其在地层环境中有较低的吸附量,不会对定量测量造成影响,可初步选为压裂液示踪剂。     

羟丙基香豆胶-有机锆交联冻胶压裂液的性能

实验研究了香豆胶与环氧丙烷在碱催化下反应生成的羟丙基香豆胶的表面活性及其与有机锆生成的耐热剪切的冻胶压裂液的应用性能。羟丙基香豆胶具有弱表面活性,水溶液浓度由0.1%增至0.6%时,表面张力和界面张力略为降低,分别由65.31降至58.22 mN/m,由24.79降至18.35 mN/m。当交联比在100∶0.2~100∶0.5时或pH值在9.0~10.0时,形成的羟丙基香豆胶/锆冻胶黏度高(≥300 mPa.s),有弹性,热剪切稳定性好。交联比100∶0.4的0.7%羟丙基香豆胶/锆冻胶在130~160℃下均为假塑性流体,n值在0.396~0.425范围。在150℃和160℃高温下,该冻胶连续剪切(170 s-1)120 min,仍保有较高黏度(~125和~95 mPa.s),滤失量和滤失速率较小,控制液体滤失能力较好。该冻胶抗盐钙性能好,加入5.0%、6.0%KCl时,25℃表观黏度(412 mPa.s)保持率分别为90.3%、76.2%,加入0.4、0.5、0.6 g/L CaCl2时分别为87.9%、75.5%、53.2%。加入过硫酸铵的冻胶在150℃或160℃放置20 h以上可完全破胶。图2表6参9。     

高温地层瓜胶压裂液裂缝处理实验研究

对耐高温酯、金属过氧化物作高温地层的裂缝处理剂进行了实验研究。进行了裂缝处理剂对压裂液流变性能的影响实验、破胶液特征粒径对比测试和加裂缝处理剂的压裂液破胶液对砂柱渗透率伤害率分析。研究结果表明:分别加入0.1%酯和100mg/L金属过氧化物对压裂液黏度有一定影响,但能满足压裂施工对黏度的要求,2种处理剂同时加入时,剪切40min后压裂液,黏度为185mPa·s,能够满足压裂液携砂的黏度要求;加入处理剂后破胶液50%特征粒径由136.5μm降到98.6μm减小了27.8%;破胶液填砂管伤害率由42.1%降低为27.2%,处理效果显著。     

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高,造成压裂成本较高、压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题,用硼砂、多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂DY-1,研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响,考察了压裂液的各项性能,并在新疆油田进行了现场应用。结果表明,胍胶加量在低于0.165%、高于0.135%时能与DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好,胍胶加量为0.18%~0.4%时,压裂液在30~140℃、170 s~(-1)下剪切60 min的黏度均大于100 mPa·s;30~100℃下压裂液的流动行为指数n(0.3~0.7)和稠度系数k(1.3~1.8)总体变化较为平缓,压裂液性能稳定;压裂液静态悬砂性能较好,在30~80℃下通过增加压裂液pH值可使陶粒的沉降速率降至0.05 cm/min;压裂液能有效控制滤失,造缝性能良好;在30~100℃下胍胶压裂液在3~4 h均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液残渣含量低至76 mg/L。现场施工成功率100%,压裂液成本降低15.2%,增油效果明显,满足新疆油田储层改造的要求。     

一种压裂液用疏水阳离子改性瓜胶的制备与评价

为解决瓜胶压裂液的高地层伤害等问题,对瓜胶GG进行了改性。用十二烷基二甲基叔胺与环氧氯丙烷合成了长链的疏水阳离子单体CT1,以瓜胶为原料,疏水阳离子单体CT1为醚化剂,甲醇为溶剂,氢氧化钠为催化剂,通过溶剂法制备了改性瓜胶CTGG。对其结构进行了红外光谱分析,评价了其溶解性能、增稠性能、水不溶物含量、残渣含量和耐温耐剪切性能。结果表明,CTGG中成功引入了疏水阳离子基团,可以在60 min内基本溶解,其水不溶物含量和残渣含量均低于瓜胶,残渣含量仅为246.45 mg/L;不同浓度下,CTGG的基液黏度均大于GG和HPG;所形成的冻胶在120℃条件下,质量分数为0.35%的CTGG所配成的压裂液体系在120℃下依然具有良好的抗剪切性能,黏度能够维持在67.4 mPa·s以上;质量分数为0.40%时,冻胶的黏度能稳定在300 mPa·s。因此,CTGG具有良好的溶解性能和增稠性能,有利于降低对储层导流能力的伤害,且耐温耐剪切性能好。