粘弹性清洁压裂液室内性能研究

聚合物压裂液会在压开裂缝的表面形成滤饼,产生部分残渣留在地层和支撑裂缝中,造成二次污染,影响压裂效果。研制出了清洁压裂液配方,即:将水、高分子量表面活性剂D-1、E-2,胶束促进剂YZ-1等按一定比例混合,搅拌形成粘弹性胶体。该压裂液配制简单,不需要杀菌剂和破胶剂,具有流变性能好、造缝与携砂能力强、对地层伤害小、使用方便等优点。     

一种新型压裂液

在"可逆结构溶液"新型压裂液概念的指导下,研制出一种新型压裂液增稠剂及其压裂液体系。试验研究表明:该体系G′恒大于G″,是典型的粘弹结构溶液;粘度不低于30mPa·s(170s^-1)的体系携砂能力即可满足施工要求;温度为150℃,增稠剂加量仅为0.8wt%时,体系粘度既达到了30mPa·s(170s^-1)以上,且对剪切时间不敏感;破胶液"清洁",对支撑剂导流能力保持在90%以上,岩心渗透率伤害低于10%。中原油田5口井(濮65-9、文99-20、卫10-40、卫侧214、卫355-4井)的应用表明,该新型压裂液施工简单,与常规压裂液相比组分少、配制简单,携砂性能良好,摩阻仅为清水的22%,使用温度已达到120℃,对地层的伤害低,取得了比常规压裂液更好的增产效果。     

纳米封堵剂在钻井液中的应用进展研究

在介绍了纳米材料的性质用途之后,论述了其在钻井液中的作用,并综述了目前使用的纳米钻井液封堵剂的应用研究进展,其中包括无机纳米封堵剂、纳米聚合物体系、纳米乳液体系和有机/无机纳米复合材料,分析了这些纳米材料的优势及所存在的问题。通过超支化聚合物高度支化、纳米颗粒尺寸、分散能力强、稳定性高等优势,提出使用超支化聚合物进行页岩纳米孔隙封堵,在石油化工中具有广阔的应用前景。     

丙烯酰胺光聚合可控因素研究

通过光引发剂的引发作用机理探讨了光聚合过程与可控因素,设计了一种新型的旋转式光聚合反应装置,实现了对这些因素的控制。采用水溶液光聚合技术,以2-羟基-2-甲基-1-[4-(2-羟基乙氧基)苯基]-1-丙酮为光引发剂合成了聚丙烯酰胺。运用正交设计和均匀设计考察了可控因素光照强度、反应容器内径、转速和反应时间,并创建了回归方程。由回归方程极大值分析确立了最优化聚合条件:光照强度0.15mW/cm2,反应容器内径36mm,转速10r/min,反应时间135min。在此条件下,聚丙稀铣胺相对分子质量达2.1×107,单体转化率98%以上。     

疏水缔合聚合物胶态分散凝胶的研制

根据形成的CDG黏度(60℃),M=1.0×106、HD=25%、疏水基含量0.25%的疏水缔合聚合物AP-P4与柠檬酸铝在矿化度44.8 g/L的模拟地层盐水中在60℃下形成CDG的条件为:聚合物浓度100～300 mg/L,聚交比20～150,最佳聚交比100,成胶时间2～7天;聚合物浓度≥400 mg/L时发生分子间交联.在Ka为0.2～1.0 μm2的人造砂岩岩心中,聚合物浓度300 mg/L的AP-P4型CDG产生的阻力系数为59.01～23.89,残余阻力系数为43.28～15.96,而相应的HPAM型CDG则分别为41.67～18.63和30.58～9.03;在Kw为0.20～0.23 μm2的人造岩心中,AP-P4型和HPAM型CDG的最高封堵率分别为94%和78%.在渗透率级差分别为12.72和4.65的两组并联双岩心组上,水驱后注入0.5 PV AP-P4型CDG使采收率分别提高16.0%和13.8%.在高盐条件下疏水缔合聚合物CDG的调驱性能优于HPAM型CDG.图3表3参3.     

盐水介质缓蚀剂的合成及性能研究

用正交试验法合成出一种代号为ZJ-1在盐水中使用的缓蚀剂，用失重法分析了缓蚀剂加量、盐水浓度，温度对缓蚀性能的影响，并简单评价了ZJ-1的溶解分散性、与油田工作液处理剂的配伍性。结果表明，该缓蚀剂具有良好的溶解分散性。一定的抗温性和良好的抗盐性，且该缓蚀剂与除氧剂Na2SO3，粘土稳定性FP-1有良好的配伍性，但防垢剂PPS及杀菌剂QA-1会影响其缓蚀效果。     

速溶型低损害疏水缔合聚合物压裂液的研究与应用

常用的胍胶压裂液残渣含量高、对地层损害率大,而大部分粉状聚合物类稠化剂溶解时间较长,无法满足大型压裂连续混配对稠化剂溶解时间的要求。为解决上述问题,以速溶型疏水缔合聚合物GAF-TP为稠化剂、非离子型表面活性剂GAF-2为增效辅剂、GAF-16(季铵盐类)为黏土稳定剂配制了压裂液,优选了压裂液配方,对压裂液的耐温抗剪切能力、岩心损害等性能进行了评价,并在鄂尔多斯盆地某气井进行了现场应用。结果表明,GAF-TP溶解性和增黏能力好于胍胶,溶解时间短,室内常温下的溶解时间为60 s,现场(5℃)溶解时间为1~2min;配方为0.5%GAF-TP+0.3%GAF-2+0.3%GAF-16的压裂液耐温抗剪切性较好,对岩心基质渗透率的损害率和压裂液破胶液对支撑充填层渗透率的损害率均小于10%,对储层的损害小于胍胶压裂液;该压裂液现场施工顺利,压后无阻流量达11.85×10~4m~3/d,返排率达到80%,增产效果显著。     

复合表面活性剂体系:一种新型流变控制剂

复合表面活性剂体系可由长链烷基季胺盐和长链烷基氯化吡啶与水杨酸钠,阴离子表面活性剂与阳离子表面活性剂,某些两性离子表面活性剂与助表面活性剂或阴、阳离子表面活性剂以一定比例组成。其溶液具有高粘度、显著粘弹性及剪切稀释性等流变特性。这种新型流变控制剂在钻井、提高采收率以及流体输送减阻中具有潜在应用价值。     

抗温疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂室内研究

针对新疆石南4井区三工河组油藏，在84℃考察了组分用量对有机交联疏水缔合聚合物AP-P4弱凝胶成胶性能，主要是48小时表观黏度的影响。成胶液用矿化度9．34g／L、含Ca^2＋336mg／L、含Mg^2＋174m／L的该油藏注入水配制。得到的基础配方为：AP—P41500～1800nag／L＋乌洛托品350mg／L＋苯酚300mg／L＋间苯二酚40mg/L，加入间苯二酚可缩短成胶时间。聚合物浓度为1500和1800mg／L的成胶液，在84℃放置15～30天后黏度达到最高，180天后黏度为最高值的1／2左右，且不脱水；强力剪切不影响成胶后的黏度及其老化稳定性；在岩心内成胶并在84℃老化180天后，岩心渗透率仅略有增大。注入0.3和0．5PV成胶液使水驱后岩心的采收率分别增加24．77％和34．9l％，如弱凝胶注入后在岩心内在84℃老化180天，则采收率增值略有增大，分别增加27．18％和36．45％。该弱凝胶在多孔介质内有良好的高温老化稳定性。图2表4参1。     

离子对缔合聚合物溶液黏度剪切保留率影响研究

针对渤海SZ36-1油田高温、高盐、大井距对注聚用聚合物剪切稳定性的要求,进行了SZ36-1油藏条件下,Na+、K+、Ca2+、Mg2+等离子对缔合聚合物AP-P4溶液黏度剪切保留率的影响研究。研究发现,影响缔合聚合物溶液黏度剪切保留率的关键因素是溶液中的Ca2+、Mg2+;在Na+、K+浓度小于10 000 mg/L时,其存在有益于提高溶液黏度的剪切保留率;Ca2+、Mg2+浓度超过400 mg/L时,溶液黏度的剪切保留率开始明显降低;在Ca2+、Mg2+浓度低于100 mg/L时,其存在有助于提高溶液黏度剪切保留率。在模拟渤海SZ36-1油田注聚水源井A15井的水质条件下,证实了Ca2+、Mg2+是影响缔合聚合物AP-P4黏度剪切稳定性的关键因素。