一种疏水缔合聚合物稠化剂的合成及压裂液性能评价

以AM、AMPS和阳离子疏水单体MD-18为单体,采用水溶液自由基聚合法合成了疏水缔合聚合物压裂液稠化剂HAPAM-18。研究了HAPAM-18的增黏性能、与表面活性剂的相互作用以及压裂液体系的相关性能。结果表明,HAPAM-18的表观黏度随质量浓度增加而增大,临界缔合浓度为0.15g/L;HAPAM-18与表面活性剂的相互作用符合三阶段模型,且SDBS与HAPAM-18的相互作用强于CTAB;ρ(HAPAM-18)0.6g/L+c(SDBS)0.5mmol/L+ρ(KCl)2g/L配制的压裂液体系的耐温性能达到101℃。耐剪切性实验和动态频率扫描表明,该压裂液体系具有良好的耐剪切性和黏弹性;过硫酸铵能使压裂液彻底破胶,破胶液残渣含量低至未检出,该压裂液是一种清洁压裂液。     

缓速交联超高温合成聚合物压裂液稠化剂研究

针对水基压裂液体系中植物胶稠化剂及其衍生物存在残渣含量高、耐温差和易腐败变质等问题,基于水溶性高分子自由基合成理论,经室内高分子合成实验,研究了各种合成条件（引发剂浓度、聚合温度、反应pH值、聚合浓度、链转移剂含量、水解度）对稠化剂性能的影响规律。以丙烯酰胺(AM)、功能性单体（SP）、耐温单体（AMPS）作为共聚单体,采用控制变量法,通过合成条件优化,形成了一套性能优异的合成聚合物稠化剂基础配方,聚合浓度25%,单体配比（AMPS∶SP∶AM)30%∶25%∶45%,聚合温度20℃,引发剂浓度0.3%,聚合反应pH值为7,甲酸钠质量分数为0.2%,反应时间4 h。该稠化剂具备耐温、速溶、水不溶物含量低、增稠能力强,且与有机锆交联剂交联性能好,满足200℃地层的应用需要。     

压裂液稠化剂两性聚丙烯酰胺的合成与性能评价

针对目前国内外水基压裂液所用聚合物稠化剂大多耐盐性能较差的问题,在丙烯酰胺（AM）链上引入阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）和阳离子单体甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）,合成了一种两性聚丙烯酰胺AMPAM。通过分析单体总质量分数、3种单体质量比、引发剂加量和pH值对AMPAM相对分子质量和增黏性能的影响,确定了合成AMPAM的最佳条件。评价了AMPAM的耐盐性能、溶解性能和增黏性能,以及以矿化度30 g/L NaCl溶液配制的AMPAM压裂液的性能,结果表明：以高矿化度盐水配制的0.5%AMPAM溶液的表观黏度为20 mPa·s;AMPAM加量不超过0.6%时,在20 min内可以完全溶解;盐水AMPAM压裂液的耐温耐剪切性能、携砂性能和破胶性能均符合水基压裂液通用技术条件。研究结果表明,两性聚丙烯酰胺AMPAM具有良好的耐盐性能,可以作为盐水聚合物压裂液的稠化剂。     

一种用于水基压裂液稠化剂的制备及性能评价

自制了一种用于水基压裂液,可耐150℃高温的稠化剂。考察了其理化指标和冻胶性能,研究了冻胶的剪切稳定性、耐温性、滤失性、破胶性等系列性能。发现其在170s^-1剪切条件下,冻胶粘度稳定;耐温达150℃;滤失速度为1．08×0^-4m／min,初滤失量为0．017m3／㎡;破胶性、配伍性良好,针对高温油藏具有极好的应用前景。     

速溶稠化剂低温压裂液

辽河油田区块分散,许多区块的压裂井远离基地,从配液站运输压裂液到井站费时费力,能够在低温浅井现场配液是一种很好的方法.通过对速溶稠化剂基本性能、配制储存的阐述以及对速溶稠化剂低温压裂液配伍性、破胶性、滤失性的研究,认为速溶稠化剂对低温压裂液主要性能影响不大,通过对现场配液质量主要影响因素研究,提出指导现场配液施工的措施.性能试验研究及现场实践表明,速溶稠化剂低温压裂液体系能够实现在现场及时配制的要求,可满足分散区块的现场施工.     

丙烯酰胺类压裂液稠化剂的研究进展

人工合成聚丙烯酰胺和天然植物胶如瓜尔胶等常作为压裂液稠化剂,与瓜尔胶等天然植物胶相比,丙烯酰胺类人工合成稠化剂因其在性能、价格、清洁程度方面更具优势,而在油田压裂作业中广泛使用。对丙烯酰胺类压裂液稠化剂进行了调研,根据聚丙烯酰胺类压裂液稠化剂参与合成的反应单体数目进行了分类(1～5种),总结了丙烯酰胺类压裂液稠化剂的合成方法、合成条件,并对部分反应单体增效原因进行了解释,提出了在合成时缺少竞聚率测定、缺少对聚合物进行结构设计等问题,而这可能是影响其性能的关键。该研究可为合成丙烯酰胺类压裂液稠化剂时单体选择、合成方法提供参考。     

耐高温海水基压裂液稠化剂性能评价

为满足耐温180℃海水基压裂液的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、顺丁烯二酸单十二烷基酯钠盐、N-十六烷基丙烯酰胺为原料,以亚硫酸氢钠-过硫酸铵为引发剂,制得缔合型聚合物稠化剂SWF-T180,评价了SWF-T180的增黏、抗盐、溶胀、耐温性能及其配制海水基压裂液的性能。研究结果表明,稠化剂SWF-T180增黏效果显著,加量超过0.6%时溶液黏度快速增加;SWF-T180具有良好的抗盐抗钙镁能力和速溶性能,在海水中溶胀8 min后的溶液黏度达到最终黏度的84.3%,耐温达180℃;由1%SWF-T180和0.6%交联剂配制的海水基压裂液在180℃下剪切90 min的黏度为60数70 mPa·s,具有良好的剪切恢复性能,满足海上180℃储层压裂施工的要求。图9表1参18     

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。      

一种硼冻胶压裂液延迟交联体系

本文分析了硼冻胶压裂液交联机理,提出了硼酸盐延迟交联新体系和定量确定延迟交联时间的方法,研究了影响延迟交联作用的三种因素。延迟交联体系比瞬间交联体系在性能上具有明显的优点。     

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为：聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。     

新型铝离子无水压裂液的制备及其性能

页岩气等非常规油气资源储层物性差、敏感性严重,压裂过程中往往会消耗大量水资源,同时其返排液的处理也会造成巨大的环保压力.为此,需要研究一种新型的低碳烷烃无水压裂液.在低碳烷烃基液中,通过磷酸酯胶凝剂与新型高效、低成本铝离子交联剂交联制备无水压裂液,相比于铁离子交联剂,铝离子交联剂体系稳定性更强.实验结果表明,该无水压裂...     

复合型防膨剂与压裂液配伍性研究

防膨剂作为压裂液必要添加剂用于防止黏土水化膨胀和分散运移对储集层造成伤害。但是如果防膨剂与压裂液不配伍,会导致压裂液性能改变,不能满足作业要求。因此,采用双子季铵盐与SY-1、SY-2复配防膨剂测定其性能,并研究复合型防膨剂与压裂液配伍性。结果显示:XYNW-1复合型防膨剂在常温、90℃及140℃的条件下防膨率都高于80%;加量0.5%时该防膨剂与油气井压裂液的其他添加剂配伍性良好;加0.5%防膨剂的压裂液防膨率高于80%,并且能够保持良好的耐温性能、高温抗剪切性能和破胶性能。     

一种新型自生酸压裂液的研发和评价

根据TH油田缝洞型碳酸盐储层的特点,需要一种常温下不生酸、高温下缓慢生酸的酸性压裂液,而酸压的效果,尤其是针对高温、低渗透性深井的酸压效果,在很大程度上取决于使用的酸液体系以及酸液添加剂的性能。本文基于大量的研究,研发和优选出一种适用于缝洞型碳酸盐储层的自生酸材料,适用于TH油田深度酸压改造工艺的酸性压裂液体系。     

一种新型压裂液纳米助排剂的研制及性能评价

目的解决现有常规助排剂易被储层吸附、难以作用于较深储层孔隙的问题,以及现有纳米助排剂乳液粒径偏大,难以进入致密孔隙储层的问题。 方法通过相转变组分(PIC法)制备了一种新型纳米助排剂,该助排剂乳液粒径较小,表面张力较低且抗地层吸附特性突出。 结果该纳米乳液的粒径在100 nm以下,且长期保持稳定。以纳米乳液作为表面活性剂载体,在被吸附之后,表面张力为44.198 mN/m,接触角为93.08°;而相同配方的非乳液助排剂,在被吸附之后,表面张力为48.123 mN/m,接触角91.24°。计算毛细管阻力均为负数,表现为孔隙对液体的排斥力,纳米乳液的排斥力是非乳液的2.28倍。 结论该纳米乳液中残余的表面活性剂含量更高,更有利于抵抗储层的吸附,能作用于更深的储层孔隙,更利于孔隙排液,有效地解决了常规助排剂作用距离短的问题。      

超分子活性聚合物型清洁压裂液的研制与评价

本研究开发了一种超分子活性聚合物增稠剂,采用特殊合成工艺在其分子链上引入疏水基和亲水基团,同时引入活性基团,使得该稠化剂在水中更易溶解、分布更均匀,其能够达到耐温抗盐,并具有表面活性。在压裂液应用时,加入特殊的助剂,能使低分子增稠剂在水溶液中形成的小球状或长棒状胶束结构变成具有一定抗扭曲能力的网状结构,从而赋予液体较高的黏度、较好的耐温能力和较强的抗剪切能力。测试表明,该稠化剂压裂液,具有增稠效果好、悬砂能力强,能耐150℃高温,伤害率低的特点。     

低分子聚合物压裂液的室内评价和现场应用

对低产停产的老井再次开发,压裂改造是一项行之有效的增产措施。室内评价了低分子聚合物压裂液体系的性能,结果表明,该压裂液具有较好的配伍性,在65℃下连续剪切1.5 h后粘度仍有102.5 m Pa·s,携砂性能良好,易破胶,低残渣。现场应用效果显示,已停产多年的七深8井恢复生产,累计产油1 200多吨。     

CO2泡沫压裂液性能评价

CO2泡沫压裂液是压裂液体系的一个重要组成部分,在低压、水敏地层的压裂改造中,CO2泡沫压裂液比其它压裂液体系优异.经优选,确定CO2泡沫压裂液实验基础配方为:(0.65%～0.70%)GRJ改性瓜胶 1.0%FL-36起泡剂 0.1%杀菌剂 0.3%DL-10助排剂 1.0%KCl粘土稳定剂 (0.003%～0.06%)过硫酸铵 1.5?-8酸性交联剂.并对泡沫质量为50%～70%压裂液体系的剪切性能、耐温性能、流变参数、粘温性能、破胶与残渣、破胶液的表观性能和岩心伤害进行了评价.结果表明,CO2泡沫压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能和流变性能,携砂能力强,对储层岩心伤害小,可以满足大多数泡沫压裂施工的需要.