纳米技术在黏弹性表面活性剂增产流体中的应用

黏弹性表面活性剂(VES)在石油工业的完井和油气增产的流体中得到广泛应用.表面活性剂有序地堆积成棒状结构,增加了常规压裂和压裂充填流体的黏度.然而,漏失度的偏高和随着温度的升高黏度的急剧降低限制了VES流体在压裂和压裂充填中的应用.本文将介绍一种纳米技术在VES流体中的应用,能维持流体在高温下的高黏度和降低滤失性,而不造成对油层伤害.对纳米颗粒的研究显示出其奇异的表面形貌和高的表面反应性.这些纳米尺寸颗粒通过化学吸附和表面电荷吸引,与VES胶束缔合达到:①高温下稳定流体黏度;②稠的VES流体形成假滤饼,明显地降低滤失量,提高流体的流体效率.当使用内部破胶剂破除VES胶束时,流体会迅速降低其黏度,假滤饼迅速破裂成纳米级的颗粒.由于这种破碎后的颗粒足够小,能通过生产层的孔隙喉道,它们将随生产出的流体一起返排,所以不造成油层伤害.VES流体的流变、滤失和岩心流动实验将在65.6 ℃和121.1 ℃下测试结果.     

粘弹性清洁压裂液的作用机理和现场应用

常规水基压裂液破胶后具有较高的残渣量,对支撑裂缝伤害较大,在一定程度上影响了油气田的产量.研究开发出了新型的VES清洁压裂液体系,它是由VES粘弹性表面活性剂和水或盐水组成.该压裂液集粘弹性、抗剪切性、自动破胶性于一体.通过分析VES清洁压裂液的粘弹性形成机理、抗剪切机理、携砂机理、破胶机理、滤失机理、伤害机理,表明粘弹性清洁压裂液具有独特的分子结构和独特的流变性能,它具有配制简便,使用添加剂种类少,不存在残渣,对储层伤害小等特点.现场实验表明,清洁压裂液具有破胶性能,施工摩阻低,携砂能力强,可有效地控制缝高.与使用水基压裂液的邻井相比,粘弹性清洁压裂液压裂施工后增产效果明显.     

一种耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液性能评价

针对清洁压裂液的耐温性较差、滤失量过大等问题,研制了一种新型的耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液。实验结果发现,一定浓度的MWNT,能够与蠕虫状胶束形成更为紧密的拟交联三维网状结构且能明显增黏;采用流变性实验优化MWNT质量分数为0.3%,得出纳米复合清洁压裂液配方为3%(w)BET-12两性表面活性剂+0.3%(w)MWNT。性能评价结果表明,在170s-1、150℃下,该压裂液黏度仍能保持在20mPa·s以上;70℃时滤失量相比传统清洁压裂液大大降低;剪切恢复性能良好,体系悬砂性能好,遇地层水或原油中烃类物质能自动破胶,高效且彻底,符合施工要求;对储层伤害较小,裂缝导流能力伤害率仅有8.9%。研究表明,该纳米复合清洁压裂液适合在中高温油气田推广应用。     

高渗透地层压裂液滤失模型研究

对于高渗透地层而言，由于压裂液滤失速度较快，滤失量较大，难以形成严格意义上的滤饼区，这时压裂液的滤失主要是受裂缝与油藏之间压力差的作用，而传统的滤失模型将裂缝到油气藏的区域分为滤饼区、侵入区和油气藏区，考虑压裂液的滤失受到压裂液黏度、地层流体压缩性和压裂液造壁性等3个因素的共同作用，但不能描述压裂液向地层作动态渗流的情况，因此，就无法用于高渗透地层压裂液的滤失计算。文章考虑压裂液为非牛顿型流体、在施工过程中向地层作平面二维流动的实际情况，利用数值模拟方法，建立了高渗透地层压裂液滤失模型，通过数值求解，验证了模型的可靠性。计算结果表明：对于高渗透地层，考虑地层未有滤饼区的形成、压裂液的非牛顿特性和压裂液向地层作二维渗流滤失的实际情况，计算结果更符合现场实际，这可以减少压裂施工的风险，提高压裂设计的准确性。     

粘弹性表面活性剂胶束酸在砂岩储层分流酸化中的应用

粘弹性表面活性剂(VES)技术已在碳酸盐岩油气藏压裂、酸化中得到成功的应用,同样VES技术可应用于砂岩酸化。实验合成出新型粘弹性表面活性剂-芥子酰胺丙基甜菜碱(SAP-BET),由于SAP-BET为具有很长疏水碳链的两性粘弹性表面活性剂,所以用其配制的胶束流体具有良好的粘弹性行为,可用其配制具有自主分流、控滤失等特性的酸液或清洁压裂液。根据粘性表皮系数,建立了砂岩VES胶束流体分流酸化技术。该酸化工艺适合高温非均质多层砂岩油藏分流酸化。     

油包水型乳化压裂液配方研究及性能评价

从实验筛选配制油包水乳化压裂液所需的乳化剂、稠化剂、破乳剂等添加剂,以及添加量的确定,得出一种油包水乳化压裂液配方为14%柴油+1.6%乳化剂+0.22%水增稠剂+2.5%KCl+水+0.2%破乳剂,体系pH值为10,油水体积比为14∶86。对配方乳化压裂液的耐温性能、耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性以及地层伤害率进行评价。实验证明配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,具有一定的抗剪切性能,可明显降低压裂液对地层的伤害。在90℃,170 s-1下剪切60 min后,压裂液的表观粘度仍大于200 mPa.s。该压裂液可代替一般油基冻胶压裂液应用于强水敏、低压油藏的压裂改造。     

粘弹性表面活性剂（VES）压裂液

粘弹性表面活性剂（VES）压裂液是Schlumberger Dowell公司开发的新型无聚合物压裂液,商品名ClearFrac,由表面活性剂长链脂肪酸的季铵盐溶解在盐水中而成。长链季铵盐分子在盐水中形成高度缠结的蚯吲状成刚性长棒状胶束,使压裂液具有了一定的粘度和弹性,压裂液冻胶遇到烃类（原油、天然气）便会破胶。VES压裂液不需要破胶剂、交联剂、杀菌剂等,用量少,对地层伤害小。本综述分章介绍VES压裂液的开发简史,组成及结构;流变性;滤失性;导流能力;国外国内应用概况。     

LD-Ⅰ型流动滤失仪及滤失量测定结果分析

对典型的交联型压裂液,很多试验结果表明压裂液滤失量与温度、压差、剪切速率、压裂液非牛顿型及油层岩性有关。过去对压裂液滤失量的测定大多采用静态测定。对牛顿型流体,这种方法是符合实际的。但对非牛顿型流体,其误差可达30%以上。而非牛顿型流体在地层条件下的真实性如何,都需在试验室条件下做一些模拟试验,以评价压裂液性能。为此目的,在有关资料的基础上设计了动态滤失仪。经过几年的实验室试验和改进,可以模拟在不同压力、温度、剪切速率下压裂液的流动滤失量。该仪器结构简单,测得的资料更接近实际。     

新型吉米奇季铵盐在VES清洁压裂液中的应用研究

采用吉米奇(Gemini)季铵盐阳离子表面活性剂NGA——乙烯撑基双(十八烷基二甲基溴化铵)和氯化钠配制了一种VES清洁压裂液,使用控制应力流变仪对配制的VES清洁压裂液的性能进行了测定。结果表明:NGA 2.0%(w),NaCl 4.0%(w)配制的VES清洁压裂液体系具有良好的粘弹性及抗温稳定性能,最高抗温可达95℃,解决了传统季铵盐类清洁压裂液体系的添加量高、耐温性能差的缺点,具有良好的应用前景。     

粘弹性清洁压裂液的研究与应用

针对吉林油田油藏特点,优化出了VES-70粘弹性清洁压裂液配方体系。分析了粘弹性清洁压裂液的水溶液增粘特性、耐温耐剪切性能、破胶性能、动态滤失与损害性能,介绍了现场应用工艺和应用效果。研究结果表明,该清洁压裂液应用简便,直接将粘弹性表面活性剂加入清水中,即可形成粘弹性凝胶,具有明显的网络结构,粘弹性好、剪切稳定性强、支撑悬浮力好、施工摩阻低,可控制裂缝的有效延伸,增产效果显著。     

高温深井非交联无残渣加重压裂液性能研究

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,但普通胍胶加重压裂液存在残渣含量高、管路摩阻大、不抗剪切等缺点,而一般VES类压裂液使用温度受限。针对以上问题,本文研究了密度达到1.3g/cm~3,耐温达到140℃的新型加重压裂液体系,压裂液配方为:0.6%GRF-1H+0.3%稠化辅剂GRF-2+37.05%加重剂JZ12,并评价了该体系的动态携砂性能、耐温耐剪切性、滤失性及对裂缝导流能力的伤害。实验表明:新型加重压裂液黏度达到22mPa·s以上时就具有良好的携砂性能,该体系具有良好的抗温、抗剪切性能,而且随着密度的上升,体系具有显著的盐增稠效应。使用真实岩心评价了该体系的静态滤失性能,该体系没有滤饼但却具有良好的控制滤失能力。该体系对裂缝导流能力的伤害率仅为8.94%,远小于硼交联HPG压裂液。图4表4参6     

基于疏水型纳米二氧化硅的页岩气盐水钻井液

由于页岩地层层理和裂缝发育,且具有水化性,因此在钻井作业中常面临井壁稳定、降摩减阻、岩屑清除等难题。为此,优选了疏水型纳米二氧化硅作为泥页岩封堵剂,以减少水分侵入,抑制泥页岩水化膨胀。通过钻井液常规性能测试、扫描电镜分析,评价了不同纳米二氧化硅对盐水钻井液的影响。结果表明:①疏水型纳米二氧化硅具强疏水性与强吸附性,能吸附在泥饼上,形成纳米颗粒隔水层,有效降低滤失量;②纳米二氧化硅加量为1%~3%时,疏水型固体纳米二氧化硅可使钻井液滤失量降低48.7%,疏水型纳米二氧化硅分散液可使钻井液滤失量降低41.67%,但固体颗粒易团聚,易失去纳米颗粒特性;③在180℃、NaCl含量25%、分散液加量3%条件下,钻井液滤失量为8.2mL;在室温~180℃下,钻井液水活度稳定在0.815~0.849,页岩膨胀率在4%左右,具有较强的抑制性;钻井液的润滑系数稳定在0.11~0.12,润滑性能较好。综合考虑滤失量、稳定性和性价比等因素,选定基于3%疏水型纳米二氧化硅分散液和25%NaCl的钻井液体系为最优配方。      

粘弹性表面活性剂压裂液的研究应用现状分析

粘弹性表面活性剂(VES)压裂液(又称为清洁压裂液)的使用改变了传统聚合物压裂液生产操作方式,可以减少传统压裂液对地层的损害和污染。归纳了目前国内现有的VES压裂液体系的组成、作用机理、研究现状及应用情况,总结了清洁压裂液性具有高效、低伤害、配制简单的特点,最后对目前我国开展清洁压裂液的研究提出了一些建议。     

新型吉米奇(Gemini)季铵盐(NGA)的研制及其在VES清洁压裂液中的应用

本研究合成了一种新型的吉米奇(Gemini)季铵盐阳离子表面活性剂NGA-乙烯撑基双(十八烷基二甲基溴化铵),并对产物的表面活性及由产物配制的VES清洁压裂液的性能进行了测定。结果表明:其CMC为1.2×10~(-1) mol/L,r_(CMC)为30.7 mN/m;添加NGA 2.0%(wt),NaCl 4.0%(wt)配制的VES清洁压裂液体系具有良好的粘弹性及抗温稳定性能,最高抗温可达95℃,解决了传统季铵盐类清洁压裂液体系的添加量高、耐温性能差的缺点,具有良好的市场应用前景。     

压裂液滤失对裂缝萌生及动态闭合过程的影响机理

水力压裂技术已成为致密油气开发的主要措施之一，然而目前业内对储层改造过程中的裂缝动态闭合规律认识还不够深入，导致裂缝形成机制的研究理论难以满足生产实际需要。为此，为增强裂缝网络复杂性和沟通更多储集空间，基于拟三轴实验，从压裂液黏度和储层基础物性的角度构建了不同滤失行为模型，提出了根据储层实际物性来调控压裂液黏度的思路，以明确滤失行为对裂缝萌生机制的影响，揭示其动态闭合规律。研究结果表明：(1)随径向应力增大岩样破裂峰值强度和轴向应变增强，即出现较明显的应变软化特征，导致储层临界破裂压力更大；(2)水力压裂过程中压裂液黏度与储层基础物性构建的滤失体系，是导致裂缝萌生机制和动态闭合规律不同的主要原因之一；(3)页岩—低黏压裂液的中滤失程度体系易开启弱层理面，出现二次破裂，缝宽曲线呈双峰型，闭合程度为38%～71%；页岩—高黏压裂液体系滤失程度较低，裂缝开启后仅略微闭合，缝宽曲线呈平台型；而砂岩—高黏压裂液体系由于滤失程度较高，裂缝开启后压裂液在其壁面快速发生滤失行为，注入压力迅速下降，难以达到二次破裂条件，缝宽曲线呈单峰型，闭合程度为47%～94%。结论认为,现场压裂过程中应考虑上覆岩层压...     

不同pH值下交联胍胶压裂液的性能研究

碱性硼交联压裂液是目前油田广泛采用的压裂液体系,但是随着低渗透油气藏开采的增加,最大程度地降低压裂液对地层的伤害显得十分重要,酸性压裂液体系具有有效抑制粘土膨胀的特性,且能够适用于CO2增能体系或泡沫体系,因而也受到广泛关注。本文将酸、碱性交联胍胶压裂液体系的耐温抗剪切性能、破胶性能、残渣含量、滤失性能、粘弹性能和粘土稳定性能进行对比评价,酸性体系在170s-1下剪切120min后,冻胶粘度保持率在50%左右,而碱性体系粘度保持率在70%左右,碱性体系的抗剪切性能更好;酸性体系耐温能力大于140℃,而碱性体系耐温能力只有120℃左右,酸性体系的耐温性能更好;酸性体系静态滤失系数小于6.0×10-4m/min1/2,碱性体系滤失系数大于6.5×10-4m/min1/2,酸性体系的滤失性能更好;酸性体系的残渣含量小于350mg/L,碱性体系在400mg/L左右,酸性体系的残渣更少,且酸性体系的粘土稳定性能更好,对地层的伤害更小,因此酸性体系更加适用于埋藏较深的低渗透地层压裂。     

采用海泡石纳米颗粒控制膨润土基钻井液性能

提出在膨润土基钻井液中添加海泡石纳米颗粒来控制其性能,并通过实验研究了不同温度压力条件下海泡石纳米颗粒对膨润土基钻井液流变性、滤失性等性能的影响。测量了添加海泡石纳米颗粒前后膨润土基钻井液在不同温度压力条件下的塑性黏度、动切力和滤失量,并在储集层温度压力条件下对添加海泡石纳米颗粒前后的膨润土基钻井液进行了岩心驱替实验,对比了钻井液的滤失量及对地层的伤害程度。结果表明:添加海泡石纳米颗粒可以提高清水和盐水膨润土基钻井液的塑性黏度和动切力;海泡石纳米颗粒可以在较大的温度和压力范围内特别是高温高压条件下保持钻井液流变性的稳定;储集层温度压力条件下,海泡石纳米颗粒降低了钻井液的滤失量,抑制了砂岩岩心渗透率降低。海泡石纳米颗粒是一种理想的膨润土基钻井液添加剂。     

一种低浓度压裂液有机硼交联剂的合成与性能评价

针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题,以十水四硼酸钠为主原料,在NaOH的催化剂作用下,与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应,合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6,通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征,研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为:(0.3%～0.35%)HPG+0.2%杀菌剂FHS-18+0.2%助排剂F220+0.3%黏土稳定剂DS-208+0.1%交联促进剂+(0.02%～0.04%)p H调节剂,交联比为100∶(0.2～0.3),体系适用温度为60数150℃。通过调节体系的pH值,有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切90 min,压裂液的黏度保持在150 m Pa·s左右,具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10~(-4)m/min~(1/2),滤失量28 mL,能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力1 mN/m,破胶液黏度较低,对地层伤害率低,且具有低摩阻的特点,可达到易排液的使用要求。图9表3参17     

天然裂缝压裂液滤失模型

在裂缝性储层水力压裂过程中,天然裂缝在水力裂缝的作用下产生剪切滑移或张开,使压裂液的滤失量显著增加,从而增大了施工风险.目前的压裂液滤失模型大多是针对均质储层的,不适用于裂缝性储层.为此,从天然裂缝内压裂液的动态滤失过程出发,描述了压裂液滤失的物理过程;根据压力连续及流体体积守恒原理,建立了天然裂缝压裂液滤失模型;结合模型求解思路和方法,编制了计算程序.研究结果表明,压裂液性质、天然裂缝性质和施工参数等对压裂液的滤失影响较大,重点模拟分析了充填带对滤失量的影响.天然裂缝压裂液滤失模型计算结果表明:当最大缝宽较窄时,存在最小滤失量的临界缝宽;当最大缝宽较大时,累积滤失量与临界缝宽成反比;增大充填物的体积浓度可减小压裂液滤失量;而增大充填带临界厚度会增大滤失量,但存在最佳临界厚度.     

高温乳化压裂液的研制及性能评价

室内研制了一种配制W/O型乳化压裂液所需的乳化剂,并讨论了乳化剂加量、油水比、搅拌强度对乳状液稳定性的影响,得到了不同温度(90℃、120℃和130℃)条件下油包水乳化压裂液配方,并对乳化压裂液配方进行耐温耐剪切性能、流变参数、滤失性能及地层伤害性进行了工程评价。实验证明该配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,针对南堡油田东一段储层岩心,与水基压裂液相比,可降低压裂液对地层的伤害率达20%以上。在130℃条件下,170 s-1的剪切速率下,剪切120min后,表观黏度为88mPa·s,可满足中、高温深井、水敏性储层压裂改造。