一种低伤害海水基压裂液体系

为了降低海上油田压裂施工成本,研究海水基压裂液并实现连续混配是一条重要的途径。研究合成了一种适应直接用海水配制的耐盐稠化剂BCG-1S,其抗Ca2+、Mg2+离子能力分别达到4 000和2 000 mg/L。在10℃下0.55%BCG-1S能在10 min内起黏,复配0.3%增黏剂B-55后,4 min内压裂液的性能就达到海洋平台海水连续混配的要求,并具有较好的携砂性能,30℃下单颗粒的沉降速率为0.032 4 mm/s。评价表明,该压裂液的静态携砂性、稳定性能良好、抗温能力达到140℃;破胶彻底,残渣含量小于5 mg/L,破胶液表面张力小于26 m N/m,破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低至8.45%。该稠化剂具有良好的应用前景。     

一种海水基清洁压裂液体系研究

以丙烯酸、丙烯酰胺、阳离子不饱和单体、阴离子不饱和单体等为主要聚合单体,十二烷基苯磺酸钠为乳化剂,过硫酸铵.亚硫酸氢钠为引发荆,制得水溶性聚合物稠化剂BCG-1。该稠化剂能在海水中具有良好的增黏能力,0.6%BCG-1海水溶液的表观黏度大于80 mPa·s。与相关添加剂按组成为0.6%BCG-1+0.4%金属离子螯合剂BCG-5+013%黏度增效剂B-55+0.1%温度稳定剂B-13+0.02%~0.05%胶囊破胶剂BCG-10配制的压裂液30℃下放置一周,表观黏度变化较小,无沉淀产生,常温稳定性良好。该压裂液在170 s~(-1)、140℃下剪切60 min后的黏度为46.9mPa·s,耐温耐剪切性较好;落球黏度为4534.7mPa·s,携砂性较好;破胶彻底,残渣含量小于5mg/L,破胶液表面张力小于26mN/m,破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低于8%,具备清洁压裂液的性能特性。     

海水基胍胶压裂液优选及现场应用

针对高矿化度的海水配制压裂液,优选了一套耐温90℃的海水基胍胶压裂液体系.通过对体系的性能评价,得到了配方:0.45％稠化剂SG-1+0.6％多效添加剂DT-1+0.4％助排剂YL-1+0.6％交联剂SJL.结果表明,该体系具有较好的耐温耐剪切性能,在90℃、170 s-1条件下剪切120 min,最终黏度为70.5 ...     

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

为满足海上高温低渗油田压裂施工的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和长链季铵盐阳离子单体为原料,制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2,并以此为主要处理剂,研制了一套适合海上高温低渗油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系。该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能,在160℃,170 s-1的剪切速率下实验120 min后,体系黏度仍能保持在100 mPa·s以上;压裂液基液具有良好的耐盐性能,使用105000 mg/L的模拟水配制的基液黏度较高。此外,该压裂液体系还具有较好的滤失性能、悬砂性能和破胶性能,并且破胶液对储层天然岩心基质渗透率的伤害率小于10%,具有较好的低伤害特性,能够满足海上油田压裂施工的要求。现场应用结果表明,海水基压裂液配制过程简单,性能稳定,X-11井压裂施工过程顺利,压后日产油量18.3 t,取得了良好的压裂施工效果。     

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。     

一种耐高矿化度速溶压裂液体系研究

研发出一种可快速释放黏度,可用海水直接配液的压裂液体系。文章研究发现该稠化剂溶解3 min时黏度释放率即可达90%,经检测该体系冻胶的剪切稳定性、耐温性、滤失性、破胶性等系列性能均满足行业标准要求。文章还对该体系进行了大流量连续配液的实验,考察了体系对连续配液设备的适应性。该研究对海上油田的高效开发具有重要的意义。     

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。     

一种聚合物压裂液稠化剂的性能研究及应用

以分子间的静电作用为理论基础,研制出一种适用于中高温地层的阳离子型中高分子量的压裂液用聚合物稠化剂,通过红外光谱谱图以及核磁共振谱图分析聚合物结构,利用扫描电镜观察加入电吸引诱导剂后聚合物溶液空间结构的变化,并对该聚合物压裂液稠化剂进行性能测试,发现该压裂液聚合物稠化剂在加入电吸引诱导剂后可形成较强的空间网状结构,增黏效果很好,并且在110℃、130℃、170 s-1下剪切1 h后黏度保持在40~55 m Pa s,在90℃条件下破胶时间为71.5 min,破胶后无残渣,岩心伤害率低,为12.07%。该压裂液表现出较强的黏弹性,携砂性能好,沉砂速率为1.96×10-4 m/min,且在砂比为60%时,常温下1 h后悬砂状态良好。该聚合物压裂液稠化剂满足现场压裂施工的要求,加之合成原料易得、价格较低,其现场应用前景广泛,通过在苏里格气田苏20-23-X井盒8下段的现场压裂施工测试中可以看出,其施工效果显著。     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液的综合性能

评价了有机硼交联的羟丙基瓜尔胶压裂液体系的延迟交联特性、耐温性、耐剪切性、流变性、粘弹性、破胶特性、滤失性能、残渣含量及对地层的伤害。该压裂液体系具有可控制的延迟交联作用、良好的耐高温和剪切恢复特性、快速破胶、助排能力和携砂能力强、储层伤害小等特点,可满足低、中、高温油气藏压裂的需要,能取得良好的施工和增产效果。     

魔芋胶压裂液研究及应用

通过室内实验研究发现魔芋胶压裂液具有溶液粘度高、残渣含量少、易破胶、低滤失、易返排等特点，中低温条件下表现出了良好的综合性能，魔芋胶作为压裂液稠化剂比其它植物胶稠化剂在种植加工以及基本性能方面都有很多优点，有利于在油田推广应用。     

压裂液伤害性研究

文章对油田使用的3种压裂液（羟丙基瓜胶、聚合物及表面活性剂）产生的二次地层伤害进行评定，通过吸附实验、固体残渣测定及岩心流动实验，定量和定性地说明了３种压裂液对地层的伤害。结果表明：增稠剂CTAB和聚合物KTU在４种吸附剂上的吸附量大小顺序为蒙脱土＞高岭土＞岩心砂＞石英砂，而阳离子表面活性剂在高岭土和蒙脱土上的吸附量均高于KTU；清洁压裂液对地层的伤害最小，损害率为12.5%， 聚合物压裂液次之，为35%，而瓜胶压裂液伤害最大达到43.7% ；瓜胶压裂液破胶后在地层的残余量最大，为333.3 mg/Ｌ，清洁压裂液和聚合物压裂液几乎没有残渣。通过膨胀性测试可以看出，清洁压裂液的粘土防膨性能最佳，粘土膨胀率仅有5.7%；聚合物压裂液次之，为9.47%；瓜胶压裂液最差，为43.54%。     

一种新型低伤害合成聚合物冻胶压裂液体系

报道了题示压裂液体系的性能。合成聚合物稠化剂FA-200不含水不溶物,水溶液呈中性,被能造成酸性环境(pH值4~6)的交联剂AC-12交联而形成冻胶。依次增加稠化剂用量(0.25%~0.6%)和交联剂用量(0.5%~0.8%),加入1.0%乳化剂和1.0%助排剂,得到了适用温度为50℃、80℃、100℃、120℃、140℃的5个配方,在相应温度下剪切50~90min保留粘度大于150、88、98、945、3mPa.s,在变剪切之后粘度能恢复。该体系破胶剂为过硫酸铵,其加量随温度升高而减少,破胶彻底,破胶液粘度低。0.5%稠化剂压裂液破胶后残渣含量为125.6mg/L。该体系压裂液特别适用于碱敏性地层和CO2泡沫压裂。图5表2参2。     

压裂液体系研究新进展

压裂液作为造缝和携带支撑剂的介质，是压裂工艺的重要组成部分。几十年来，随着压裂技术的不断发展，压裂液的性能也逐渐得到改善。     

一种基于阳离子稠化剂的高抗盐压裂液研究及应用

针对目前压裂作业向着高温油气藏措施改造、节约用水,利用海水、地层高矿化度水配液等非常规领域的拓展,通过对疏水缔合聚合物压裂液增黏机理研究,基于阴阳离子电吸引原理,开发研制了自缔合高抗盐压裂液体系,并对其进行了性能评价和现场应用。研究表明,在阳离子聚合物溶液中加入阴离子表面活性剂十二烷基苯磺酸钠,可以使聚合物分子通过静电吸引作用进行自缔合交联,并通过在分子中引入球状胶束及钙镁离子稳定剂,大幅度增强压裂液的抗温抗盐性能。该压裂液体系黏度可以达到331 mPa·s,耐盐达60 000 mg·L-1,有良好的抗钙镁性能,岩心伤害性低,在130℃、170 s-1剪切1 h后黏度保持在50 mPa·s以上,可以满足60~130℃水温配液和压裂施工的要求;并且该压裂液在剪切速率上升时黏度降低,剪切速率下降时黏度又会恢复,可以有效降低摩阻。该体系在华北油田二连地区阿尔3-26井现场应用,采用矿化度达到9 104 mg·L-1的邻井地层水直接进行配液,提高了施工效率,增油效果显著。体系原料易得、成本价格低,抗盐性明显优于其他压裂液体系,具有良好的应用前景。      

新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5000 m,储层温度高达180 ℃,需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液.在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方.室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180 ℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa·s以上.通过将剪切速率由170 s-1增加到1000 s-1、2000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能.同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用.     

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。     

抗温耐盐压裂液的研制及评价

以AMPS、AM及DMDAAC为单体,采用水溶液自由基共聚法合成出了一种抗温耐盐压裂液稠化剂,通过实验确定出了合成的最佳条件,在此基础上优选出了压裂液的配方.通过室内评价实验表明,该聚合物压裂液具有优异的抗温、耐盐性能,并具有耐剪切的特点,它破胶彻底,滤液残渣少,对地层伤害小.     

用返排液作基液的压裂液配方研究

为解决压裂返排处理水重复利用的问题,探讨了压裂返排处理水对胍胶压裂液的影响。针对胍胶压裂液在高矿化度水中溶胀和交联效果差的难题,通过优选耐盐胍胶PA-G、研制螯合调节剂PA-CR以及合成有机硼交联剂PA-CL,优化出一套适应于压裂返排处理水重复配制压裂液的配方。实验表明该配方可满足90 ℃耐温耐剪切要求,具有以下功能:①优选的耐盐胍胶PA-G溶胀速度快,黏度高,0.3%含量下5 min即可达到30 mPa·s;②研制的高效螯合调节剂,由有机碱、EDTA、有机膦酸盐和聚合物组成,可有效螯合钙、镁离子,可将含1500 mg/L钙镁离子高矿化度水的pH值调节至10以上时不发生沉淀;③研制的有机硼交联剂具有延迟交联功能。