高碳链芥酸型清洁压裂液研究

目前常规清洁压裂液主剂多为黏弹性表面活性剂十六(或十八)烷基三甲基氯化铵,该类清洁压裂液的抗温能力较差(一般低于60℃)。基于高碳链芥酸的季铵盐型表面活性剂(JS-VES)具有良好的耐温能力,以JSVES 为主剂研制高碳链芥酸型清洁压裂液,其配方为(质量分数)(0.80%JS-VES+0.68%NaSal+2.60%KCl+ 0.40%Na₂S₂O₃),和常规清洁压裂液体系的性能进行对比。结果表明,高碳链芥酸型清洁压裂液体系(25 ℃、170 s-1)表观黏度为25mPa·s,具有良好的耐剪切性能,在静态悬砂试验中可满足悬砂要求,具有良好的破胶能力(2 mPa·s)和耐温能力(80℃)。     

一种清洁压裂液的室内性能评价

选出一种由长链烷基季铵盐与烷基磺酸盐复配的黏弹性表面活性剂作为清洁压裂液的稠化剂,并以此表面活性剂为主剂;向其中添加黏土稳定剂等其它添加剂,并通过单因素分析和正交实验方法,优选出新型清洁压裂液体系的配方;对其抗温性能、耐剪切性能、悬砂性能、破胶性能及黏弹性进行了室内分析。结果表明,该清洁压裂液体系具有良好的抗温稳定性,耐剪切能力强,悬砂性能好,破胶完全,破胶后残渣量较少,并且配制简单。     

一种新型清洁压裂液的室内合成研究

研究清洁压裂液的粘弹性,合成季铵盐阳离子双子表面活性剂VES-G.通过测定不同温度和不同水杨酸钠加量下的压裂液体系粘度,得到不同温度下的压裂液配方.研究表明,该压裂液体系在110℃、170s-1剪切速率下,其表观粘度在100mPa·s以上,其抗剪切能力良好,破胶能力强,破胶后无残渣,对地层伤害小.     

黏弹性表面活性剂压裂液的合成与性能

合成了黏弹性阳离子表面活性剂,以此为主剂配制出不同浓度的黏弹性表面活性剂（VES）压裂液体系,考察其主要性能.结果表明：VES压裂液体系具有很好的低黏度特性、耐剪切性和黏弹性.在室温下,剪切速率180,s^-1,黏度均小于20,mPa·s,且不随时间变化;高速剪切（996,s^-1）后体系的黏度能得到快速恢复;在应力扫描范围内,弹性模量一直大于黏性模量,属于弹性流体;破胶后黏度小于3,mPa·s,表面张力小于35,mN/m,无残渣,破胶效果好,易返排,对地层伤害小.     

一种经济型清洁压裂液室内研究及性能评价

清洁压裂液又称为粘弹性表面活性剂(VES)压裂液,其性能优于聚合物压裂液,具有低伤害、配制简单的特点,压后油气增产效果优于胍胶压裂液,特别适合低渗透储层压裂改造。通过室内试验确定的一种VES压裂液,具有耐温抗剪切性能好,破胶液粘度和界面张力低,清洁无残渣,悬砂性能好,对基质岩心伤害率小等特点,各项指标均符合SY/T6376-2008对表面活性剂类压裂液的要求,且成本远远低于胍胶压裂液。     

高温清洁压裂液在塔河油田的应用

清洁压裂液适用于低渗透储层的压裂,但是耐温性能差.针对塔河油田碎屑岩储层渗透率低、温度高的特点,优选高温清洁压裂液主剂,优化高温清洁压裂液配方,开发一种新的高温清洁压裂液体系,通过实验进行性能评价.结果表明:该压裂液体系耐温达到130℃,优选配方为D2F-AS11(4.0%)+KCl(3.0%)+EDTA(0.2%)+KOH(0.6%),抗剪切性能好,携砂能力强,与地层水混合后即能破胶,对储层的伤害非常低,现场应用增油效果明显.     

HPAM/有机锆交联体系压裂液的研究

制备了一种HPAM/有机锆交联体系酸性压裂液,分别讨论了HPAM和有机锆交联剂浓度对压裂液成胶性能的影响.结果表明,在25℃下,有机锆交联剂浓度为500mg·L-1,HPAM浓度为500mg·L-1,破胶剂过硫酸铵浓度为16g·L-1.耐矿化度为7 000 mg·L-1,耐温耐剪切测试表明,该压裂液体系在剪切速率170s-1条件下,连续剪切120min,耐温为95℃黏度在300mPa·s以上,表明该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能.压裂液综合性能评价表明:压裂液体系悬砂性能好,破胶速度快、彻底,破胶液残渣含量低,对岩心伤害小.     

国外清洁压裂液的研究进展

粘弹性表面活性剂（VES）基压裂液（又称为清洁压裂液（ClearFRAC)）的使用改变了传统聚合物压裂液对支撑剂的输送方式，可以消除残余聚合物对支撑剂充填层的堵塞，并能提高充填层的导流能力。总结和回顾了目前国内现有压裂液体系及存在的问题，对国外清洁压裂液的研究状况、理论基础、研究进展及井场应用情况进行了综述。井场应用结果及与瓜胶压裂液体系组分对比表明：清洁压裂液性能优于聚合物压裂液，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。     

粘弹性表面活性剂压裂液新技术进展

将粘弹性表面活性剂压裂液研究进展分为四个部分:粘弹性表面活性剂压裂液成胶破胶机理研究与认识、粘弹性表面活性剂研制与优选、粘弹性表面活性剂压裂液性能评价与研究、改性疏水(缔合)聚合物与粘弹性表面活性剂复合压裂液.通常粘弹性表面活性剂压裂液不含聚合物,只有几种添加剂,在含盐介质中自动成胶而不需要交联剂,遇地层产出油气和水会自动破胶而不需要破胶剂;该体系配液方便,操作性强,可有效控制缝高,施工摩阻小,在低渗透储层中滤失量小,储层伤害小,压后油气增产效果显著,特别适合渗透率小于5×10-3μm2的油气层压裂,在高渗透层中渗透率又比胍胶压裂液大而有利于采用端部脱砂压裂工艺.加强改性疏水(缔合)聚合物制备与应用研究以降低粘弹性表面活性剂压裂液成本是粘弹性表面活性剂压裂液研究的重要方向.     

清洁压裂液的研究与应用

粘弹性表面活性剂(VES)压裂液(又称清洁压裂液)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.分析归纳了目前国内外清洁压裂液体系的组成、作用机理及研究应用情况.对我国开展清洁压裂液的研究提出了一些建议.     

清洁压裂液在水锁性砂砾岩储层中的应用

大民屯西斜坡带沙四段发育一套特低渗砂砾岩储层,水锁指数定量分析证实储层存在严重的水锁伤害。介绍了一种由表面活性剂组成的清洁压裂液体系,该套体系相对分子质量小,耐温、携砂性能稳定,破胶后表面张力低至26.75mN/m,有效地解决了本区砂砾岩储层改造的水锁伤害问题。同时,压裂液体系无残渣及不溶物,岩心伤害率仅为胍胶压裂液的1/3,有利于降低储层伤害,提高油井产量。防水锁清洁压裂液现场施工顺利,普遍获得了良好的增产效果。     

缔合型超高温海水基压裂液的性能研究

以含有疏水基团的耐温抗盐稠化剂为主剂,以离子型表面活性剂为交联剂,加入复配高温稳定剂和高效螯合剂,形成一套耐温180 ℃的缔合型超高温海水基压裂液。该压裂液通过稠化剂和交联剂分子链上的疏水基团间的物理缔合作用形成高强度的网络结构,增强其黏弹性,并以弹性为主导;在180 ℃、170 s-1下剪切90 min黏度保持30 mPa•s以上,具有良好的静态悬砂性和造壁性;破胶液黏度3.3 mPa•s,残渣质量浓度45 mg/L,岩心渗透率损害率小于10%。该海水基压裂液满足海上超高温深部储层压裂施工的要求。     

VES-100高温清洁压裂液的性能评价

研究了不同浓度的WT-100表面活性剂作为增稠剂的清洁压裂液的流变性能,以及在不同类型的盐溶液中的粘度变化。用流变仪测定了60℃时3%NH4CL体系的储能模量和耗能模量,证实了其存在较好的粘弹性。4%WT-100＋3%NH4CL体系在100℃,170 s-1条件下表观粘度达到36 mPa.s,该体系具有较好的悬砂性能,破胶简单彻底,残渣少,破胶液粘度低,容易返排,而且还具有一定的耐酸性,可以配制成酸性压裂液。     

三种植物胶压裂液性质的分析与对比

从众多植物胶压裂液体系中选取一级胍胶、香豆子胶以及苦苈胶进行实验室评价,通过对胶粉组成、 原液黏度、耐温耐剪切性能等方面评价,得到几种植物胶压裂液体系的优缺点,结果表明:三种植物胶在组成上具有 相似性,都是多羟基化合物,在质量分数为0.5%时,苦苈胶黏度最大为91.6mPa·s,三种植物胶的耐温耐剪切性均 能满足现场施工要求,一级胍胶的残渣质量浓度最小,为23.3mg/L。     

瓜胶压裂液性能及在滨661块整体压裂中的应用

压裂液的流变性是影响其压裂效果的重要因素之一。针对胜利油田滨661块研制的瓜胶与交联剂FYC-160形成的压裂液体系GRJ-11,研究其流变性、耐温性和抗剪切性,并利用扫描电镜观测了其微观结构。结果表明,此压裂液体系具有良好的增黏能力和抗剪切效果,170s-1、剪切40min后,体系黏度仍在90mPa·s左右,且内部形成了稳定的三维交联网络结构。对此压裂液在滨661块沙四段12口井进行了整体压裂投产,平均每口井日产油5.53t,平均含水率为39.74%,压裂后单井获得较高产能,满足于地层压裂的要求。     

低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

针对大庆油田M区块储层低孔、低渗、高温以及高矿化度的特点,采用常规表面活性剂往往不能取得较好的驱油效果。因此,以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体合成了一种新型双子表面活性剂SZ?11,并复配非离子型表面活性剂AEO?3,形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明,该驱油体系具有良好的耐温性能和抗盐性能,在140 ℃下老化后,界面张力仍能达到0.008^{mN/m,体系在较高质量浓度的NaCl（150 000 mg/L）、CaCl₂（9 000 mg/L）和MgCl₂（2 500 mg/L）盐水中仍具有较低的界面张力;该驱油体系具有良好的乳化性能和润湿性能,可以通过乳化原油和改变岩石表面润湿性来提高驱油效率;储层天然岩心在水驱后注入0.4 PV表面活性剂驱油体系,能使岩心的采收率提高19.5%,具有良好的驱油效果。现场应用结果表明,实施表面活性剂驱油措施后,M区块内5口生产井日产油量明显提高,含水率下降,取得了良好的增油效果。}     

海洋水合物钻井用甲酸盐钻井液体系研究

通过实验测试,对甲酸盐钻井液体系的低温稳定性、水合物抑制剂对体系的影响以及钻井液体系的水合物抑制性进行了初步评价.结果表明,以海水+3.0%HCOONa+3.0%SK-2+0.2%KPAM+0.1%LV-PAC+2.0%SMP-2+0.3%改性淀粉为基本体系(基液)的甲酸盐钻井液低温(-5～20℃)稳定性比较好,热力学抑制剂NaCl和KCl对体系流变性能没有太大影响,而动力学抑制剂PVP(K30)虽然加量很少,但对体系黏度和切力影响比较大.甲酸盐钻井液如果不添加水合物抑制剂,在水深超过1400m后,混入大量天然气,会很容易形成水合物.低剂量的动力学抑制剂PVP(K30)能有效提高甲酸盐钻井液的水合物抑制性,其加量在0.5%左右较为合适.因此,添加较高含量无机盐和较低含量动力学抑制剂的甲酸盐钻井液体系可以较好地满足水合物钻井需求.     

适合海水二元复合驱配方研究——以埕岛油田为例

为加快海上油田开发速度,针对海水矿化度高、Ca2+、Mg2+浓度高的特点,从活性剂抗钙镁能力、界面张力、聚合物速溶等方面对二元复合驱体系的性能进行了研究。结果表明:S-1、S-2两种表面活性剂浓度为0.3%时可使原油界面张力达到10-4m N/m,两种表面活性剂具有较宽的浓度窗口,油藏适应性好。当Ca2+、Mg2+浓度达到2 500 mg/L时界面张力仍能达到10-3m N/m,具有良好的抗钙镁能力。新2#和新5#聚合物在海水条件下溶解性能和增粘性能较好。聚合物对活性剂降低界面张力能力影响较小。室内物模试验表明二元复合驱室内可提高采收率26.1%。海上油田实施二元复合驱,有利于为加快开发速度,最大限度提高采收率。     

致密储层体积改造润湿反转提高采收率的研究

以致密油气体积改造注入的压裂液为切入口,将表面活性剂复配至压裂液中,探索在压裂过程中改变储层基质润湿性,提高采收率的方法.基于接触角和界面张力测量,在压裂液中分别添加阳离子表面活性剂、阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂,在不同润湿状态下对致密岩心进行渗吸物模实验.通过改变润湿反转前后的相渗曲线和毛管压力曲线,对该过程进行模拟研究.结果显示:仅依靠压裂液不能引起润湿反转,渗吸采收率仅为4.95%.添加表面活性剂后润湿性发生变化,渗吸采收率有大幅提高,其中阳离子表面活性剂改变润湿性的能力要好于非离子表面活性剂和阴离子表面活性剂;考虑润湿反转的模型可对表面活性剂润湿反转过程进行较好描述,模拟结果与实验数据拟合较好;现场一平台井压裂液中加入润湿反转剂DL-15后,体积压裂形成复杂裂缝,产量比邻井提高2~4 t/d.建议体积改造形成复杂缝网的前提下,在压裂液中添加表面活性剂,延长焖井时间,依靠停泵后的压差驱替和渗吸置换作用,提高开井后产量.     

等黏度含聚污水配制稀释聚合物可行性研究

为研究大庆油田聚合物驱油过程中等黏度含聚污水配制聚合物体系的可行性,通过配制等黏度的驱油体系,对体系的黏度和抗剪切性能、黏弹性、稳定性、分子线团尺寸等性能参数进行测定,在此基础上进行了注入能力和驱油效果评价。结果表明,相同黏度下聚合物性能、注入能力和驱油效果随着体系质量浓度的增加而变好;含聚污水配制稀释聚合物在大庆油田具有广泛的适用性,针对大庆油田二类油层,通过计算实验时间减少比例、采收率提升比例、聚合物用量增量得到龙虎泡清水配制,含聚430mg/L污水稀释聚合物体系(qw3体系)具有良好的驱油能力。