影响磷酸酯铝类油基冻胶压裂液性能的因素

研究了不同交联比（ＮａＡｌＯ２交联剂／ＰＥ９２磷酸酯胶凝剂）对ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值以及对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液粘度的影响,并探讨了硫酸的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比、最佳交联ｐＨ值以及其耐温能力的影响．结果表明：（１）ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值随着交联比的增大而增大;（２）磷酸酯铝类油基冻胶压裂液最佳交联ｐＨ值为４４０～４．６０;（３）硫酸的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联ｐＨ值没有影响,但磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比随着硫酸浓度的增大而增大;（４）在磷酸酯铝类油基冻胶压裂液中加入硫酸后,可以使其耐温能力提高１８℃左右．     

pH值对于表面硼改性纳米二氧化钛交联剂交联性能的影响

传统有机硼交联羟丙基瓜胶 （HPG）冻胶压裂液体系具有稠化剂用量大,压裂施工成本高,压裂残渣多,裂缝导流能力差等诸多缺点。为了达到降低压裂液稠化剂用量、提高压裂施工效果的目的, 采用“两步法”制备了一种表面硼改性的纳米二氧化钛颗粒 （NCC）作为HPG压裂液交联剂。研究了pH值对于NCC交联HPG冻胶耐温性能的影响,结果表明随着pH值的增加,NCC冻胶压裂液的耐温性能先增大后减小。所形成的冻胶压裂液在pH=12时耐温性能最佳。与传统有机硼交联剂相比,NCC可大大减小稠化剂用量,NCC交联的0.3 wt.% HPG冻胶在pH值为8~14的范围内均能保持良好的耐温性能。利用扫描电镜表征了NCC冻胶在不同pH值条件下的交联形貌及交联结构,结果表明,在pH值为12时,NCC冻胶微观形貌最致密。     

羟丙基胍胶压裂液重复利用技术研究

针对南泥湾采油厂压裂施工后返排液多、处理费用高,研究了羟丙基胍胶压裂液重复利用技术.首先,以羟丙基胍胶为稠化剂,硼砂为交联剂,缓释型SS-1为破胶剂制备可重复利用的压裂液基液.然后在40℃条件下,优化重复利用时破胶液与基液的混合比例,以及向混合液中加入交联剂、破胶剂和交联促进剂的量,满足现场施工60 s内交联、3 h后破胶的要求.通过室内实验确定了重复利用压裂液体系最佳配方:破胶液与基液混合体积比为1∶3,加入交联剂硼砂质量分数0.035%～0.045%,缓释型破胶剂SS-1质量分数0.25%～0.35%,交联促进剂质量分数0.03%～0.06%.性能评价结果表明,该压裂液体系具有良好的流变性和抗剪切性,滤失量小,破胶彻底和残渣低等优良性能,实现了压裂液的重复利用.     

高矿化度水压裂液螯合剂的研制

用油田产出水、返排水等高矿化度水作为配液水配制压裂液时,由于其中多种高价、变价金属离子含量较高,易与羟丙基瓜胶上的羟基发生配位竞争,在高分子表面容易形成聚团,严重影响了瓜胶的溶胀和交联性能。为此,研制开发出一种螯合剂,可解决瓜胶溶胀难、黏度低等问题。对该体系性能评价实验结果表明,用加入该螯合剂的高矿化度水配制羟丙基瓜胶压裂液,加入交联剂后可在3~4 min交联,且交联冻胶弹性好。在90℃,170 s~(-1)下连续剪切1.5 h,黏度为101.32 m Pa·s,使配制的压裂液对金属离子具有良好的耐受性和螯合性,可形成有效稳定的交联冻胶,并有效改善其耐温耐剪切性能。     

pH对于表面硼改性纳米二氧化钛交联剂交联性能的影响

传统有机硼交联羟丙基瓜胶(HPG)冻胶压裂液体系具有稠化剂用量大,压裂施工成本高,压裂残渣多,裂缝导流能力差等诸多缺点。为了达到降低压裂液稠化剂用量、提高压裂施工效果的目的,采用"两步法"制备了一种表面硼改性的纳米二氧化钛颗粒(NCC)作为HPG压裂液交联剂。研究了pH对于NCC交联HPG冻胶耐温性能的影响,结果表明随着pH的增加,NCC冻胶压裂液的耐温性能先增大后减小。所形成的冻胶压裂液在pH=12时耐温性能最佳。与传统有机硼交联剂相比,NCC可大大减小稠化剂用量,NCC交联的0.3wt%HPG冻胶在pH值8~14的范围内均能保持良好的耐温性能。利用扫描电镜表征了NCC冻胶在不同pH值条件下的交联形貌及交联结构,结果表明,在pH为12时,NCC冻胶微观形貌最致密。     

聚乙烯醇压裂液有机硼交联剂YL-J的合成及应用

合成了一种适用于聚乙烯醇压裂液的有机硼交联剂YL-J.确定最佳合成条件为:硼砂质量分数20％,丙三醇25％,二乙醇胺30％,氢氧化钠1％～5％,反应时间4.Oh,反应温度80℃.流变实验表明,交联剂YL-J与聚乙烯醇稠化剂交联产生的冻胶在80℃剪切速率为170 s-1下连续剪切3600s,压裂液黏度250 mPa·s.静态悬砂实验表明,该压裂液体系具有较好的携砂性,砂子的沉降速度低于0.18 mm/s.破胶实验表明,聚乙烯醇压裂液破胶液黏度为2.3 mPa·s,低于油田要求的10 mPa·s,残渣质量浓度为79 mg/L.实验结果表明,有机硼交联剂YL-J交联的聚乙烯醇压裂液完全能满足压裂现场施工的要求.     

海上油田耐温抗盐低成本调剖体系研究

针对常规冻胶类调驱剂在高温高盐油藏中稳定性差,且成本高等问题,研制了一种由AMPS共聚物和耐温酚醛树脂预聚体类交联剂组成的低成本、耐温抗盐冻胶类调驱剂。通过室内静态评价实验,考察了AMPS共聚物,交联剂的用量对体系成胶性能的影响,确定了低、中、高不同强度的调驱剂配方,该体系成胶时间在1.5~3 d内可调,在高温(120℃)高盐(矿化度60 000 mg/L)条件下老化90 d后,黏度基本不变。通过对其动态成胶性能的评价,说明该体系在持续注入过程中不会对管柱或近井地带造成堵塞。通过驱油实验,优化了段塞组合方式,注入的先后顺序为低、中、高强度段塞,与水驱相比采收率增值达到12.4%,具有较好的降水增油效果。     

硼交联水基冻胶压裂液的研究发展现状

综述了硼交联水基冻胶压裂液的国内外研究发展现状．着重介绍了国外应用核磁共振（ＮＭＲ）能谱技术研究硼交联机理得出的结论、有机硼配合物交联剂的延迟交联机理和优异性能、硼交联压裂液的粘弹性和测定方法以及破胶剂的最新发展成果—胶囊破胶技术．指出了硼交联水基冻胶压裂液的几个重要研究和发展方向     

高性能深部调驱体系试验

 应用交联聚合物体系对油层进行深部调驱可有效提高原油采收率。在70℃条件下,通过正交试验优选出了一种交联聚合物调驱体系,其主剂基本组成为0.30%聚合物+0.08%有机铬+0.10%六亚甲基四胺+0.08%苯酚。为延长该体系的成胶时间,考查了延迟交联剂草酸钠(SO)对体系成胶时间和强度的影响。选定SO的质量分数为0.04%时,体系的成胶时间约为48h,成胶强度约为0.057MPa。矿化度、温度、pH值等因素可对体系的成胶性能产生影响。在70℃条件下,当Na+质量浓度小于36000mg/L,Cacl2质量浓度小于1000mg/L,pH值为5—7时,体系具有较好的成胶性能;体系在60—90℃条件下生成的冻胶强度大于0.056MPa。使用单管岩心驱替试验模拟了体系的调驱性能,结果表明,体系的调驱效果较好,水驱后采收率提高幅度高达20%以上,封堵率大于95%,加之70℃下成胶时间在48h以上,可以达到油层深部调驱的目的。     

缓交联氨基树脂冻胶成胶性能

深部调剖是高含水油田控水稳油的重要措施。低油价下深部调剖需要成胶时间长、成胶后强度高的冻胶堵剂。以低质量分数的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为成胶液,以氨基树脂为交联剂,研究了氨基树脂冻胶的成胶规律及其使用条件。研究结果表明,在乙酸催化下,氨基树脂可和低质量分数HPAM交联形成冻胶,该冻胶可以在70℃、盐含量为10 174 mg·L~(-1)以下地层使用。成胶时间大于3 d,冻胶强度可达到G级以上,冻胶90 d脱水率小于10%,适合深部调剖。