压裂用耐温乳液稠化剂的制备及性能

为发展耐温疏水聚合物压裂液体系,本文在丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）中引入了疏水单体甲基丙烯酸十八烷基酯来提高稠化剂的耐温性,合成了聚合物稠化剂PAS。实验结果表明,制备改性聚合物的条件为：单体占总质量的30%,乳化剂占油相的10%,亲水亲油平衡值（HLB）为6,引发剂占单体质量的0.2%,油水相比为1∶2。其黏均分子量为450×104g/mol。测试了该聚合物1.5%的浓度在120℃、170s-1下剪切1.5h后黏度保持在80mPa·s,具有较好的耐温性,并具有剪切回复性能;其粒径分布为500～1200nm;在破胶剂过硫酸钾的用量为0.03%时,在90℃下,其黏度可以下降到5mPa·s,完成破胶。     

压裂用瓜胶用杀菌剂筛选与作用效果评价

油田压裂液稠化剂主要是植物胶,由于受到微生物的降解,天然植物胶极易发生降解、解黏和发霉等问题。本研究通过对4类杀菌剂及复配杀菌剂对瓜胶原液黏度保持作用的对比,评价了其杀菌效果。结果表明,0.5%的丙烯醛、0.5%脲醛、0.5%1,4-对苯二酚、0.1%水解植物酚、0.9﹪生理盐水及0.9%Na Cl与0.5%丙烯醛的复配杀菌剂具有较显著的抑制瓜胶降解的作用,在杀菌处理4d时,0.5%瓜胶原液的黏度降低率均低于16%。     

羟丙基决明子多糖的制备及性能研究

采用非均相方法制备了3种不同取代度的羟丙基决明子多糖。决明子多糖经羟丙基改性后,改善了冷水可溶性,胶液透光率可达95%;取代度越大,黏度越大,对质量分数的依赖性越明显;羟丙基决明子能溶于甘油中,取代度越大,溶解性越好,增稠性越强。羟丙基决明子多糖与牙膏常用的黄原胶复配使用具有协效性,当添加质量分数为2%、复配质量比为1.2∶0.8时协效性最显著,其黏度为2%黄原胶黏度的3.5倍、羟丙基决明子的10.6倍;复配体系具有较好的抗盐性、抗酸性,作为牙膏增稠剂使用优势显著。     

新型复合压裂稠化剂性能评价

以DPAM作为相渗改善剂,通过配制DPAM基压裂液体系、DPAM/HPG复合压裂液体系、DPAM/LWP复合压裂液体系,并进行配方优选,研制一种既可起到压裂液稠化剂的作用,又可改变储层的相渗特性,或者部分堵水,以达到控制水油比的新型压裂液稠化剂体系。结果表明,DPAM/HPG和DPAM/LWP复合体系,具有选择性改变相渗的特性,热稳定性和盐稳定性良好,随含水饱和度增加,水相渗透率大幅降低,油相渗透率改变较小,控水增油效果明显,对于油气井的高效开采具有重要的实践意义。     

页岩气压裂用滑溜水胶液一体化稠化剂研究

为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s~(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。     

页岩气压裂用滑溜水胶液一体化稠化剂研究

为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s^(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。     

制备接枝共聚羟丙基瓜胶的新工艺

以可聚合的甜菜碱功能单体和羟丙基瓜胶为主要原料,分别使用均相反应法(原工艺)和非均相反应法(新工艺)制备了接枝共聚羟丙基瓜胶。探讨了新工艺的操作条件对反应过程和目标物性能的影响。结果表明,新工艺中m(功能单体)∶m(羟丙基瓜胶)=1∶1,引发剂用量0.12%,溶剂中m(乙醇)∶m(水)=4∶1时,新工艺反应过程较平稳,所得目标物的耐盐性能最好。新工艺目标物符合SY/T 5764—2007《压裂用植物胶通用技术要求》。与原工艺相比,新工艺在不改变目标物主要性能的前提下,能够大幅提高产量、降低生产成本,为实现大规模工业化生产积累了一定经验。     

制备接枝共聚羟丙基瓜胶的新工艺

以可聚合的甜菜碱功能单体和羟丙基瓜胶为主要原料,分别使用均相反应法(原工艺)和非均相反应法(新工艺)制备了接枝共聚羟丙基瓜胶。探讨了新工艺的操作条件对反应过程和目标物性能的影响。结果表明,新工艺中m(功能单体)∶m(羟丙基瓜胶)=1∶1,引发剂用量0.12%,溶剂中m(乙醇)∶m(水)=4∶1时,新工艺反应过程较平稳,所得目标物的耐盐性能最好。新工艺目标物符合SY/T 5764—2007《压裂用植物胶通用技术要求》。与原工艺相比,新工艺在不改变目标物主要性能的前提下,能够大幅提高产量、降低生产成本,为实现大规模工业化生产积累了一定经验。     

有机锆对羧甲基羟丙基瓜胶的交联性能研究

以氧氯化锆和柠檬酸等为原料,合成了适用于羧甲基羟丙基瓜胶在酸性条件下交联的有机锆交联剂,考察了pH值、温度、羧甲基羟丙基瓜胶和交联剂加量等对体系成胶时间的影响,评价了形成冻胶的抗温抗剪切性能、滤失性能和破胶性能.实验发现,在pH值为3.0时,羧甲基羟丙基瓜胶/有机锆体系具有可控的延缓交联特性,质量分数为0.5%和0.6...     

页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、降阻性能及破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~100℃条件下具有良好的流变性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.05%条件下,2h内即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m,残渣含量小于100mg/L;最后将SRFP线性胶压裂液成功应用于宁夏某重点页岩气探井,最高砂比为22%,平均砂比为8%,返排液黏度小于5mPa·s。     

水基压裂液的悬砂性能对比

油气井的水力压裂增产技术是改造油气层的有效方法,是油气井增产、水井增注的有效措施。压裂液在水力压裂作业中起着重要的作用,压裂液悬砂性能的好坏是关系到压裂施工的成败。本文就水基压裂液中最常用的瓜胶压裂液和清洁压裂液YCQ J-1的悬砂性能进行了对比,为压裂施工提供了重要的技术参数。     

压裂液对被改造储层的伤害性研究

水力压裂过程中,压裂液的伤害影响着压裂改造的效果。胍胶破胶液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入低渗地层,胍胶对地层的伤害可逆,可通过返排过程渐渐恢复至90%。胍胶对支撑剂导流层的伤害随浓度增加而增加,且几乎不可逆;关键是施工过程中就要降低伤害。对羟丙基胍胶与羧甲基羟丙基胍胶系列配方,以及不同浓度的配方分别对支撑剂导流层伤害分析,胍胶使用量越大、浓度越高、残渣越高对导流能力的伤害越大。     

低浓度胍胶压裂液在泥盆系东河塘组的研究应用

巴麦井区东河塘组储层泥质含量高、储层物性差、克氏渗透率在0.06~0.82md(平均0.34md),孔隙度4.7%~10.6%(平均7.7%),属于特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层。为有效控制和降低压裂液对储集层的伤害,提高压裂效果,降低压裂成本,研发了满足特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层压裂需要的低伤害、耐高温的低浓度胍胶压裂液体系配方。通过室内实验研究,对低浓度胍胶压裂液体系配方的耐温耐剪切能力、流变性能、静态滤失、破胶性能及残渣含量进行了评价。室内实验评价表明,该体系能够大大降低胍胶的使用浓度,降低压裂液的残渣含量,降低压裂液对储集层的伤害,具有优良的破胶、返排、降滤失性能,是一种低成本、低伤害压裂液。     

纳米二氧化硅改性有机硼交联剂的制备与性能评价

为重复利用有机硼交联剂制备的压裂液,将N-(β-氨乙基)-γ-氨丙基三甲氧基硅烷表面改性的纳米二氧化硅与乙二醇丁醇硼酸酯发生硼酰化反应,制得纳米二氧化硅有机硼交联剂(NSOBCL),对制备条件进行了优化,通过红外光谱仪表征了NSOBCL的结构,研究了NSOBCL和破胶液配制压裂液的耐温抗剪切性。结果表明,制备有机硼交联剂中间体时,N,N-二胺乙基丙酸甲酯单体与表面氨基改性二氧化硅的最佳质量比为54∶1;制备NSOBCL时,硼酸脂与交联剂中间体的最佳质量比为1∶2。红外表征结果表明合成产物与预期结构相符。0.25%羟丙基胍胶与0.3%NSOBCL等配制的压裂液耐温抗剪切性能较好,在80℃、170 s^(-1)下剪切60 min的黏度约为178 mPa·s;破胶剂过硫酸铵可使压裂液在80℃、120 min内完全破胶,破胶液黏度为2.68 mPa·s。NSOBCL可用于压裂液破胶液的再次交联。在破胶液中补加0.25%羟丙基胍胶和0.4%NSOBCL,于80℃、170 s(-1)下剪切60 min的黏度约为178 mPa·s;破胶剂过硫酸铵可使压裂液在80℃、120 min内完全破胶,破胶液黏度为2.68 mPa·s。NSOBCL可用于压裂液破胶液的再次交联。在破胶液中补加0.25%羟丙基胍胶和0.4%NSOBCL,于80℃、170 s^(-1)下剪切60 min后的黏度为175 mPa·s;而现场使用的JL-13交联剂无法满足重复使用的要求。     

耐高温低伤害清洁水性稠化剂的制备及性能

以丙烯酰胺、丙烯酸、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵和十八烷基甲基丙烯酸酯为原料制备了一种疏水缔合聚合物(AAOS),再使用低分子醇(乙二醇、丙三醇、正丙醇)、表面活性剂(椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基硫酸钠)、聚乙二醇(PEG)、聚乙烯醇缩丁醛(PVB)和疏水缔合聚合物(AAOS)配制了一种自交联耐高温清洁水性稠化剂(FPM-1)。对FPM-1的形貌、溶解性、表观黏度、耐盐性、流变性进行了测试。结果表明,质量分数为0.30%的FPM-1水溶液能显著增强AAOS聚合物分子间的疏水缔合交联作用,增大聚合物的流体力学体积。FPM-1水溶液为高黏弹性流体,悬砂性能好;质量分数为0.27%的AAOS在水中的溶解时间为7 min,最终表观黏度为90 mPa·s,质量分数为0.60%的FPM-1(具有等效聚合物含量)在水中的溶解时间仅需3 min,且最终表观黏度为165 mPa·s。在90℃、170 s^–1条件下剪切1 h后,质量分数为0.27%的AAOS水溶液的表观黏度为51 m Pa·s,质量分数为0.60%的FPM-1水溶液表观黏度为77 m Pa·s;质量分数为1.40%...     

一种可回用瓜尔胶压裂液体系的研究

针对渭北油田水资源短缺、压裂用水困难,结合渭北长3油藏储层的特征,研发了一种可回用压裂液体系,合成了可回用压裂液稠化剂磺酸基羟丙基瓜尔胶。采用有机硼交联,通过对返排液进行处理后再配液,实现了瓜尔胶压裂液的三级回用。三次配液综合性能良好,耐温耐剪切性优、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小,可以满足同类储层压裂施工的需要。     

破胶剂性能影响因素的研究

压裂液作业过程中,有些低温、浅储层地区采用常规压裂液常出现破胶难、返排不彻底的现象,导致压裂液在地层中的滞留时间过长,造成对地层的二次伤害。为了解决这一问题,研制了一种新型低温破胶助剂A,考察其对水基压裂液破胶性能的影响,得到有利于水基压裂液体系的低温破胶体系。实验表明,在30℃,pH=9,破胶助剂A的浓度为50μg/g时,水基压裂液破胶比较彻底。该破胶剂体系成本低廉,破胶彻底,返排率高,值得推广。     

耐高温低伤害清洁水性稠化剂的制备及性能

针对高温储层压裂需求,以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵（ODAAC）和十八烷基甲基丙烯酸酯（SMA）为原料制备了一种疏水缔合聚合物（AAOS）,再使用低分子醇（乙二醇、丙三醇、正丙醇）、表面活性剂（椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基硫酸钠）和AAOS配制开发一种“自交联”耐高温清洁水性稠化剂（FPM-1）。SEM结果表明,质量分数为0.30 %的FPM-1水溶液能显著增强AAOS聚合物分子间的疏水缔合交联作用,增大聚合物的流体力学体积。通过对FPM-1的溶解性、表观黏度、耐盐性、流变学测试表明,FPM-1溶液为高黏弹性流体,悬砂性能好;质量分数为0.27 %的AAOS在水中的溶解时间为7 min,最终黏度为90 mPa·s,质量分数为0.60 %的FPM-1（具有等效聚合物含量）在水中的溶解时间仅需3 min,且最终黏度为165 mPa·s,表明FPM-1体系能显著提高聚合物的黏度和溶解速度。在90℃,170 s-1条件下剪切1 h后,质量分数为0.27 %的AAOS水溶液的黏度为51 mPa·s,质量分数为0.60 %的FPM-1水溶液黏度为77 mPa·s;质量分数为1.40 %的FPM-1水溶液在180℃,170 s-1条件下剪切1 h,最终黏度为53 mPa·s;质量分数为0.60 %的FPM-1在5×104 mg/L矿化度盐水中黏度保持率为60 %,因此,FPM-1水溶液具有优异的耐盐、耐高温、耐剪切性能。通过对破胶液的表/界面张力测试表明,FPM-1体系破胶液具有低的表/界面张力,有利于破胶液的返排和回收再利用。     

聚丙烯酰胺掺杂对玉米淀粉胶黏剂性能的影响

玉米淀粉胶黏剂存在着稳定性差、防潮性不好等缺点需要改进。利用聚丙烯酰胺对玉米淀粉胶进行掺杂改性,研究了在不同配比胶黏剂中加入聚丙烯酰胺对初粘性、黏度、干燥速率、返潮速率等性能的影响。结果表明:加入助剂,在一定配比时可以提高玉米淀粉胶的黏度、干燥速率,并降低其返潮速率。实验结果显示在氧化淀粉胶黏剂中聚丙烯酰胺的最佳加入量为淀粉质量的0.5%。