香豆硼冻胶压裂液

本文论述了香豆硼冻胶的组成、性能及现场试验情况。室内试验及现场实践表明，香豆硼冻胶是一种流变性好、摩阻低、易破胶、低残渣、低伤害、适用于８０℃以下低温及中温的优良压裂液。     

羟丙基香豆胶-有机锆交联冻胶压裂液的性能

实验研究了香豆胶与环氧丙烷在碱催化下反应生成的羟丙基香豆胶的表面活性及其与有机锆生成的耐热剪切的冻胶压裂液的应用性能。羟丙基香豆胶具有弱表面活性,水溶液浓度由0.1%增至0.6%时,表面张力和界面张力略为降低,分别由65.31降至58.22 mN/m,由24.79降至18.35 mN/m。当交联比在100∶0.2~100∶0.5时或pH值在9.0~10.0时,形成的羟丙基香豆胶/锆冻胶黏度高(≥300 mPa.s),有弹性,热剪切稳定性好。交联比100∶0.4的0.7%羟丙基香豆胶/锆冻胶在130~160℃下均为假塑性流体,n值在0.396~0.425范围。在150℃和160℃高温下,该冻胶连续剪切(170 s-1)120 min,仍保有较高黏度(~125和~95 mPa.s),滤失量和滤失速率较小,控制液体滤失能力较好。该冻胶抗盐钙性能好,加入5.0%、6.0%KCl时,25℃表观黏度(412 mPa.s)保持率分别为90.3%、76.2%,加入0.4、0.5、0.6 g/L CaCl2时分别为87.9%、75.5%、53.2%。加入过硫酸铵的冻胶在150℃或160℃放置20 h以上可完全破胶。图2表6参9。     

一种用于水基压裂液稠化剂的制备及性能评价

自制了一种用于水基压裂液,可耐150℃高温的稠化剂。考察了其理化指标和冻胶性能,研究了冻胶的剪切稳定性、耐温性、滤失性、破胶性等系列性能。发现其在170s^-1剪切条件下,冻胶粘度稳定;耐温达150℃;滤失速度为1．08×0^-4m／min,初滤失量为0．017m3／㎡;破胶性、配伍性良好,针对高温油藏具有极好的应用前景。     

水基压裂液用HPG/PAM分子复合型稠化剂的研究

采用粘度法研究了羟丙基瓜尔胶（HPG）与聚丙烯酰胺（PAM）分子链间的相互作用和HPG／PAM分子复合型稠化剂的增粘能力及耐老化性和破胶性。结果表明：HPG与PAM分子链间的相互作用可提高聚合物混合体系的粘度,且HPG／PAM复合体系具有适中的耐老化性和破胶性。分子复合技术为制备综合性能好,性能价格比高的水基压裂液用稠化剂提供了新途径。     

苦苈胶压裂液研究：冻胶性质

比较了苦苈胶、瓜尔胶压裂液的交联特性和黏弹性.苦苈胶可以作为油田水基压裂液的增稠剂,与硼砂和有机硼交联时,冻胶黏度随胶粉浓度的增加而增加;相同浓度下剪切30min,苦苈胶冻胶黏度略高于瓜尔胶冻胶,耐剪切性较好.在能形成冻胶的pH值范围内,冻胶黏度随pH值的增加而增加;当pH值从8.78增至10.24时,苦苈胶冻胶黏度由85.46mPa·s增至167.25mPa·s.金属离子价态越高,对冻胶黏度的影响越大;金属离子浓度越高,冻胶黏度越小.离子浓度相同时,苦苈胶冻胶黏度高于瓜尔胶冻胶.当钙离子浓度从0增加到4g/L时,苦苈胶冻胶黏度由400 mPa·s降至250 mPa·s,降幅达37.5％,特级瓜尔胶和二级瓜尔胶冻胶黏度分别降低45.8％和63.9％.加入三价铁离子,无法成胶.黏弹性测试结果表明,苦苈胶冻胶的储能模量和耗能模量均高于瓜尔胶冻胶,黏弹性较好.图4表1参7     

耐高温海水基压裂液稠化剂性能评价

为满足耐温180℃海水基压裂液的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、顺丁烯二酸单十二烷基酯钠盐、N-十六烷基丙烯酰胺为原料,以亚硫酸氢钠-过硫酸铵为引发剂,制得缔合型聚合物稠化剂SWF-T180,评价了SWF-T180的增黏、抗盐、溶胀、耐温性能及其配制海水基压裂液的性能。研究结果表明,稠化剂SWF-T180增黏效果显著,加量超过0.6%时溶液黏度快速增加;SWF-T180具有良好的抗盐抗钙镁能力和速溶性能,在海水中溶胀8 min后的溶液黏度达到最终黏度的84.3%,耐温达180℃;由1%SWF-T180和0.6%交联剂配制的海水基压裂液在180℃下剪切90 min的黏度为60数70 mPa·s,具有良好的剪切恢复性能,满足海上180℃储层压裂施工的要求。图9表1参18     

香豆胶锆压裂液在超深井中的应用研究

针对吐哈油田超深井油气藏和压裂施工的特点,分析了超深井压裂液选择的依据,筛选了适合该油、气藏特征的香豆胶锆压裂液体系,介绍了室内性能测试结果和现场应用情况。室内实验和现场应用表明,该压裂液体系具有良好的综合性能,可以满足超深井压裂施工需要。     

钛交联植物胶高温压裂液的关键性能

本文介绍了钛交联植物胶高温压裂液体系的关键性能即耐温能力、破胶及对地层和裂缝的伤害的实验研究结果。     

高温海水基压裂液稠化剂两性离子胍胶合成及性能评价

为满足使用海水配制高温海水基压裂液的需要,以胍胶和(2-羟基-3-氯)-丙基二甲氨基乙酸为原料,合成了高温海水基压裂液稠化剂两性离子胍胶HDPG——2-羟基-3-(N,N-二甲基甘氨酸基)丙基胍胶,研究了醚化剂用量、氢氧化钠用量、醚化反应温度、醚化反应时间对该两性离子胍胶取代度的影响,考察了HDPG压裂液的溶胀性能、耐温耐剪切性能和破胶性能。确定了最佳反应条件为:醚化剂、胍胶质量比0.18∶1,氢氧化钠、胍胶质量比0.125∶1,醚化反应温度70℃,醚化反应时间6 h,最佳反应条件下产物取代度为0.43。研究结果表明:在转速500 r/min下,质量分数0.5%的HDPG在溶胀10 min时的黏度达到最终黏度的85%,可满足连续混配要求;与自制交联剂制备的海水基压裂液冻胶具有良好的耐温抗剪切性能,在温度170℃、剪切速率170 s-1下剪切120 min后的黏度在50 mPa·s以上。此外,HDPG压裂液的破胶性能良好,破胶液黏度(1.36 mPa·s)低、残渣含量(326 mg/L)低。     

延迟交联无机硼水基冻胶高温压裂液

用普通粉状压裂用植物胶制成了延迟溶胀、在港胀过程逐渐释放光机硼交联剂的压裂液稠化剂。用这延迟溶胀稠化剂、普通植物胶稠化剂及pH调节剂、温度稳定剂等添加剂配制的压裂液，交联时间延迟不少于5－6man，可泵性好，耐温性能大幅度提高，在150℃、170_s(-1)条件下剪切100min，粘度仍在100mPa·s以上。该压裂液已成功地使用于井温138－155℃的油井压裂施工．增产效果良好。     

羧甲基香豆胶压裂液在乾安油田的研究与应用

针对乾安油田储层特点,室内进行了羧甲基香豆胶压裂液高温性能评价。实验结果表明,羧甲基香豆胶压裂液具有耐高温耐剪切、良好的携砂性能和防膨效果、低表面张力和界面张力的特点。该压裂液在乾安油田油井压裂现场应用,压裂施工取得成功,压后获得较好的增产效果。     

化学剂去皮法分离香豆胶

本文报道化学剂去皮法分离香豆胶的室内实验研究结果。将香豆用化学剂浸泡、清水冲洗除去种皮，再用机械方法将去皮香豆分离为内胚乳和胚。分出的内胚乳片即香豆胶片，种皮和胚为下脚料。香豆胶的收率可高达３３％－３８％，且较纯净，不含杂质。用双化学剂脱皮后分离出的香豆胶片，其增粘能力高于现行行业标准对一级香豆胶粉规定的指标。从工艺技术、经济等方面考察，该法可以实现工业化。以去皮所用某些化学剂处理目前市售香豆胶片，可使其增粘能力接近和超过瓜尔胶片。     

香豆胶在钻井液中的应用

香豆胶与ＣＭＣ配合使用可制得无固相钻井液及低固相钻井液,这种钻井液不含粘土或粘土含量大幅度减少（７５％以上）而性能优良,可抗盐,抗高温,有一定抗钙能力,能絮凝粘土,防止钻井过程中造浆。用香豆胶对普通水基粘土钻井液进行处理,可降低钻井液密度,改善钻井液性能,１９７８年在玉门油田香豆胶处理井浆的一次现场试验,获得了圆满成功。     

香豆胶衍生物的化学结构及稳定性研究

将市售商品溶于水,用异丙醇沉析提纯,溶于0.1 mol/L NaNO3纯水溶液中,经0.5μm滤膜过滤后用水相凝胶渗透色谱法(GPC)测定,测得香豆胶(FG)、羟丙基香豆胶(HPFG)、阳离子香豆胶(CFG)的数均、重均相对分子质量Mn、Mw分别为:1.19×105、3.36×105,8.52×104、2.85×105,9.33×104、2.87×105。用甘露聚糖链在碱性条件下醚化时发生降解,解释两种改性FG的相对分子质量较FG低而多分散性(Mw/Mn)较FG高的测试结果。认为商品FG的1%水溶液黏度(1300 mPa.s)高于商品HPFG和CFG(分别为705和610 mPa.s)的原因是前者相对分子质量较高且残渣含量也较高(~10%,后二者为1%~2%)。HPFG的取代度为0.12,根据文献发表的13C-NMR数据确认HPFG分子链上羟丙基取代位置为C6。讨论了香豆胶(半乳甘露聚糖)的化学结构。热重分析法测定的热稳定性,HPFG高于CFG,CFG又高于FG。图6表3参13。     

CT低伤害水基压裂液的研制及应用

水基压裂液的发展趋势是降低液体对储层的伤害。介绍了一种CT低伤害水基压裂液体系,该体系具有稠化剂用量小、残渣少、破胶返排迅速彻底等特点,在四川气田进行了4井次的现场应用,取得了良好的应用效果。     

香豆胶水基压裂液研究与应用

介绍了香豆胶化学组成和分子结构、香豆胶稠化剂主要性能、香豆胶压裂液组成和主要特性以及香豆胶压裂液在高温、超深井的现场应用情况.室内研究和现场应用表明,香豆胶性能优异、水不溶物低、增粘能力强、易交联、成本低,形成的水基冻胶粘度高、摩阻低、残渣少,可满足高温、深井油藏和复杂压裂工艺的要求。     

硼交联香豆胶压裂液流变性的表征

通过各种稳态剪切测量、动态剪切（振荡）测量和大尺寸管路流动物理模拟试验，研究了硼砂和硼锆复合物ＧＣＬ交联香豆胶冻胶压裂液的流变性能。基于大量测量结果，提出了硼砂交联香豆胶冻胶０．１－１０００ｓ－１范围的典型剪切应力剪切速率双对数曲线，曲线明显地分为３个区。考察了香豆胶水溶液稳态剪切粘度、ＧＣＬ香豆胶冻胶储能模量分别与支撑剂沉降速度的关系。探讨了不同温度下硼砂交联香豆胶冻胶储能模量、耗能模量曲线的形状。在压裂施工设计中必须使用在反映真实情况的剪切速率范围测定的流变参数和支撑剂沉降速度数据。通过一个现场实例，说明了压裂液的全面流变学表征对于压裂施工的重要性。     

CT9－1A胶凝剂制水基冻胶压裂液

CT9－1A胶凝剂具有水合过程中不包粉和水溶胶松度高的特点,用CT9－1A配制的水基冻胶压裂液有较好的粘度－温度性能和耐温性能,并且具有良好的防滤失性,对悬石渗透率的伤害很低,这些特点与常用多种压裂液比较,CT9－1A配制的压裂液有优良的抗剪切稳定性,并且有良好的容盐性,配方中所含CKl在120℃时对压裂液仍有稳定作用,这种压裂液配方简单,配制方便,容许交联比波动大,价格与常用压裂液相当。     

耐高温海水基压裂液聚合物稠化剂流变性能

为明确聚合物稠化剂分子量、功能单体种类及含量等参数对海水基压裂液流变性能的影响,选用分别具有强电解质单体2-丙烯酰胺-2甲基丙磺酸(AMPS)或可抑制酰胺基水解单体N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)的超高分子量聚合物,研究了聚合物溶液的流变性能。对具有超高分子量及不同AMPS含量的5种聚合物进行了聚合物交联冻胶耐温耐剪切性能研究。实验结果表明,具有超高分子量及较低AMPS含量的聚合物黏弹性更好,具有超高分子量及高AMPS含量的聚合物在高温下耐剪切性能更好,具有超高分子量及NVP基团的聚合物在海水中增稠能力更好,具有高AMPS含量的聚合物耐温耐剪切性能更好;具有超高分子量(分子量不低于2×10⁷)、适宜的水解度(20%～23%)、低AMPS含量(3%～8%(w))的聚合物,更适于作为耐高温海水基压裂液稠化剂。