不同化学剂对缔合结构压裂液破胶影响

为解决超分子缔合结构压裂液在特殊储层的破胶难题,实现该新型体系的大规模应用,通过比较90℃下不同添加剂对压裂液流变性能的影响,研究了有机溶剂、过氧化物、柴油、煤油、醇类以及复配添加剂对超分子缔合结构压裂液的破胶效果。结果表明,在90℃下,0.5%有机溶剂乙二醇单丁醚和三乙醇胺分别使压裂液黏度下降了80和77 mPa·s,并保持最低黏度为30 mPa·s;0.1%过硫酸钠120 min可使压裂液黏度降到4.312 mPa·s,破胶效果明显;加入0.6%柴油和煤油,破胶时间分别为50和40 min;多元脂肪醇与缔合高分子相互作用可以降低压裂液黏度, 1.0%正辛醇能使超分子缔合结构压裂液黏度下降到24 mPa·s;不同化学剂的复配可以缩短破胶时间,其中0.03% FeSO4、0.05% FeS分别与0.1%过硫酸铵复配可将破胶时间缩短60 min。通过以上方法可实现缔合结构压裂液在无原油存在的情况下破胶。      

油田采出水的改性及配制的胍胶压裂液性能

为提高油田采出水配制胍胶压裂液的黏度,用自制聚硅酸盐絮凝剂预处理油田采出水,再采用胺类螯合剂OM-002、含碘稳定剂P-104 和重金属锆化合物HZR-02 对其进行改性处理制备改性水,研究了OM-002、P-104 和HZR-02 对所配制胍胶压裂液黏度的影响。研究结果表明,与清水配制的压裂液相比,用预处理采出水配制压裂液的黏度大幅降低,而用改性采出水可以提高压裂液的黏度;OM-002、P-104 和HZR-02 三种添加剂复配使用的增黏效果好于单一添加剂,在OM-002、P-104、HZR-02 复配质量比为10∶2∶5 和65℃的条件下,复配改性剂可使压裂液黏度由改性前的74 mPa·s 增至306 mPa·s,并提高压裂液耐温耐剪切性能。图1表4 参15     

新型超分子压裂液的流变性能研究及应用

由于常规清洁压裂液中表面活性剂加量大、成本高且耐温性能差,难以大范围推广应用。根据超分子化学原理,利用疏水聚合物与新型表面活性剂研发了一种新型超分子结构的清洁压裂液,该压裂液中粘弹性表面活性剂用量少、成本低、耐温性能提高。对新型超分子压裂液配方进行优化,确定新型超分子压裂液由质量分数为0.2%的疏水聚合物PX-A和0.5%粘弹性表面活性剂J201构成。对超分子形成机理进行分析发现,表面活性剂与聚合物疏水基团形成混合胶束,随着胶束的增多,胶束结构更加密集,强度增加,相互之间发生缠结、架桥等形成密集三维网状结构,宏观上表现为溶液粘度快速上升。新型超分子压裂液的性能评价结果表明,其耐温、耐剪切性能良好,可以耐130℃高温,储能模量整体高于耗能模量,粘弹性好,携砂性能良好,摩阻低,无残渣,伤害小,且组成简单,配液方便。矿场试验结果表明,采用新型超分子压裂液压裂施工后,苏东38-64C4井测试产气量为10×104m3/d,是采用胍胶压裂液邻井产量的2倍,可节约成本25%,并在长庆油区应用4口井,效果均较好。     

耐高温高盐黏弹性表面活性剂入井液的性能研究

为满足高温、高盐油气藏生产作业的需要,研究了VES-HD复合型黏弹性表面活性剂在Ca Br2和Ca Cl2高密度盐水条件下的流变性能,并对影响其流变性能的各个因素进行了全面考察。研究结果表明,VES-HD表面活性剂可在1.55 g/cm3Ca Br2和1.30 g/cm3Ca Cl2超高密度盐水中形成黏弹性液体,该体系具有抗高剪切、对地层无伤害、易于降解等性能,150℃时该体系在两种盐水中的黏度仍可保持在60 m Pa·s以上。不同极性溶剂对该体系黏度有不同的影响,油和水可降低黏度,体系也可以兼容缓蚀剂。可作为新型的完井液、井下加重压裂液、作业液及砂控携液在油气田开发中应用。