纳米ZnO增强粘弹性表面活性剂压裂液动态滤失性能研究

为了对纳米ZnO增强粘弹性表面活性剂(VES)压裂液动态滤失性能进行研究,针对常规VES压裂液不能很好地在地层形成滤饼,容易造成流体地层滤失等问题,将纳米ZnO添加至VES压裂液中,通过流变学测试及动态滤失实验方法,优选纳米ZnO增强VES压裂液配方,研究不同质量分数的纳米ZnO对VES流体流变性能的影响,以及纳米ZnO增强VES压裂液的动态滤失特性及对岩心的伤害。实验结果表明：1)形成的压裂液配方为0.1%纳米ZnO+1.4%十八烷基三甲基氯化铵(OTAC)+0.28%水杨酸钠(NaSal);2)纳米颗粒含量为0.1%时VES流体形成的黏度总体最高,其变化趋势为先增大后逐渐减小,即纳米颗粒的含量应控制在0.1%;3)纳米体系溶液的弹性占主导地位,添加适量的纳米颗粒可以增强VES流体的粘弹性,即添加纳米颗粒质量分数为0.1%;4)VES压裂液体系相比于常规聚合物压裂液,滤失量明显降低,纳米体系VES压裂液滤失量小,有利于VES胶束形成更加稳定的网状结构。该研究成果对同类盆地探区现场压裂的施工具有一定参考价值。     

一种低浓度压裂液有机硼交联剂的合成与性能评价

针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题,以十水四硼酸钠为主原料,在NaOH的催化剂作用下,与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应,合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6,通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征,研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为:(0.3%～0.35%)HPG+0.2%杀菌剂FHS-18+0.2%助排剂F220+0.3%黏土稳定剂DS-208+0.1%交联促进剂+(0.02%～0.04%)p H调节剂,交联比为100∶(0.2～0.3),体系适用温度为60数150℃。通过调节体系的pH值,有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切90 min,压裂液的黏度保持在150 m Pa·s左右,具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10~(-4)m/min~(1/2),滤失量28 mL,能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力1 mN/m,破胶液黏度较低,对地层伤害率低,且具有低摩阻的特点,可达到易排液的使用要求。图9表3参17     

煤岩压裂液动滤失实验研究

煤岩压裂液滤失实验目前尚无标准方案,常规油气储层的压裂液滤失实验方法对煤储层不适用,需改进实验方案并提出适用于煤储层的标准方案。基于油气行业标准和煤储层特性,提出了新的煤岩压裂液动滤失实验方法,通过测取清洁压裂液、3%KCl溶液、活性水通过岩心时的滤失情况进行了探索研究,得出了煤岩压裂液滤失的特征:煤岩压裂液滤失量偏大、滤失实验曲线没有明显的分段、初始滤失量有负值的情况。实验结果表明不同类型的压裂液都会对煤储层渗透率造成伤害,相对而言清洁压裂液伤害率较高,在百分之四十左右。     

协同增效低伤害复合压裂液研究

为了克服单一稠化剂在应用中的缺陷,将羟丙基瓜尔胶(HPG)与聚丙烯酰胺(PAM)复合作为稠化剂,氧氯化锆为交联剂,制得复合压裂液。对制得的压裂液耐温抗剪切性能、滤失性能和岩心伤害性能等进行评价。结果表明,该压裂液性能优越,滤失系数低于10×10-4m/min0.5,破胶液残渣含量低于200 mg/L,对岩心基质伤害率小于10%。说明HPG与PAM复配具有很好的协同增黏效果。     

AM/APEG/AA/SSS聚合物降滤失剂的合成及性能

以丙烯酰胺(AM)、烯丙基聚乙二醇(APEG)、丙烯酸(AA)和对苯乙烯磺酸钠(SSS)为单体制备了一种抗温耐盐聚合物降滤失剂,利用FTIR和~1H NMR等方法对制备的降滤失剂进行表征,通过单因素实验优化了降滤失剂的合成条件,并对降滤失剂的降滤失性能和抗温耐盐性能进行了评价。表征结果显示,在最优条件下制备的降滤失剂与目标产物结构一致。实验结果表明,降滤失剂的最优合成条件为:单体浓度为40%(w)、m(AM):m(APEG):m(AA):m(SSS)=8:4:1:1、pH=8、引发剂0.3%(w),m((NH_4)_2S_2O_8):m(NaHSO_4)=3:1、60℃、4h;所制备的降滤失剂在淡水基浆中添加量为1.0%(w)时,抗温达240℃,可抗36%(W)的NaCl,具有优异的抗温耐盐性能。     

裂缝性储层压裂改造HL-05降滤失剂研究与应用

针对中原油田裂缝性储层的特点,分析了压裂降滤失剂的作用机理,研究了HL—05油溶性降滤失剂的组成、制备方法及其使用性能,并在现场6井次试验应用中取得了施工成功率100%和压后增产原油5424t、天然气3300×104m3的良好效果。该降滤失剂由石油树脂、复合溶剂、分散剂等化学剂组成,在压裂液中使用量为1.0%时,相同条件下可降低滤失量32%左右,并具有适应温度、压力能力强,油溶性能以及与压裂液体系配伍性能好,对岩心渗透率伤害低等特点。经室内研究及现场应用表明,该降滤失剂能较好地控制液体滤失量并有一定的保护产层的能力。     

中高温清洁压裂液体系PA-VES120的研发

为提高清洁压裂液的耐温性能,通过实验合成了阳离子双子表面活性剂PA-S18,并利用红外光谱和核磁共振技术对其分子结构进行了表征。以PA-S18为主剂,配制了中高温清洁压裂液体系PA-VES120,并对其耐温抗剪切性能、破胶性能及对地层伤害程度进行了实验评价,结果表明:该体系在120℃、170 s^-1下剪切60 min,粘度保持在40 mPa·s以上,可满足悬砂性能要求;该体系破胶简单,利用2%的原油、柴油、混苯作为破胶剂,2 h内均能完全破胶;该体系对岩心基质渗透率损害率和动态滤失渗透率损害率均在10%左右,对地层伤害较小。PA-VES120清洁压裂液体系的成功研发,对于提高海上低渗油气藏中高温地层压裂增产效果具有重要意义。     

高温深井非交联无残渣加重压裂液性能研究

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,但普通胍胶加重压裂液存在残渣含量高、管路摩阻大、不抗剪切等缺点,而一般VES类压裂液使用温度受限。针对以上问题,本文研究了密度达到1.3g/cm~3,耐温达到140℃的新型加重压裂液体系,压裂液配方为:0.6%GRF-1H+0.3%稠化辅剂GRF-2+37.05%加重剂JZ12,并评价了该体系的动态携砂性能、耐温耐剪切性、滤失性及对裂缝导流能力的伤害。实验表明:新型加重压裂液黏度达到22mPa·s以上时就具有良好的携砂性能,该体系具有良好的抗温、抗剪切性能,而且随着密度的上升,体系具有显著的盐增稠效应。使用真实岩心评价了该体系的静态滤失性能,该体系没有滤饼但却具有良好的控制滤失能力。该体系对裂缝导流能力的伤害率仅为8.94%,远小于硼交联HPG压裂液。图4表4参6     

川西高温压裂液室内研究

针对川西压裂液体系耐温性能差、日益不适应深层储层改造要求的难题,从压裂液耐温性能影响因素分析出发,合成了耐温高、交联时间可调的有机硼锆复合交联剂WD-51D,并通过引入温度稳定剂YA-10研制成耐温能力达140 ℃的高温压裂液体系。实验表明该压裂液体系耐温耐剪切能力强（140 ℃、170 s-1连续剪切120 min黏度保持在100 mPa?s以上）,降滤失性能好（滤失系数7.49×10-4 m/min0.5）,对地层伤害率低（27.99%）,满足川西深层储层改造的要求,并在大邑2井取得了成功应用。     

高温乳化压裂液的研制及性能评价

室内研制了一种配制W/O型乳化压裂液所需的乳化剂,并讨论了乳化剂加量、油水比、搅拌强度对乳状液稳定性的影响,得到了不同温度(90℃、120℃和130℃)条件下油包水乳化压裂液配方,并对乳化压裂液配方进行耐温耐剪切性能、流变参数、滤失性能及地层伤害性进行了工程评价。实验证明该配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,针对南堡油田东一段储层岩心,与水基压裂液相比,可降低压裂液对地层的伤害率达20%以上。在130℃条件下,170 s-1的剪切速率下,剪切120min后,表观黏度为88mPa·s,可满足中、高温深井、水敏性储层压裂改造。     

高温低伤害的有机硼锆CZB-03交联羟丙基瓜尔胶压裂液研究

实验研究了有机硼锆交联剂CZB 0 3(有机锆交联剂OZ 1用一种复合吸附抑制剂处理后与等质量的有机硼交联剂OB 2 0 0的复配物 )与HPG的交联性能、冻胶耐温性和伤害性 ,实验体系为加有 0 .3%复合添加剂CA 0 3的0 .6 %HPG/CZB 0 3压裂液。该体系的最佳pH值为 9～ 11,适宜交联比为 10 0∶0 .3～ 0 .4 ,在温度≤ 4 0℃时延缓交联时间为 2～ 4min。该体系的耐温性高于 16 0℃ ,在 16 0℃、170s-1剪切 12 0min ,粘度保持 10 0mPa·s以上。该体系的滤失控制性能较好 ,加入 1%降滤失剂ZJ 1可使 16 0℃、3.5MPa滤失系数C3 (m/min0 .5)由 9.19× 10 -4降到6 .98× 10 -4。加入 0 .0 4 %专用破胶剂EB 0 3,在 16 0℃放置 2h后破胶液粘度为 5 .2mPa·s。CZB 0 3压裂液对支撑裂缝导流能力的伤害远小于OZ 1压裂液 ,略高于OB 2 0 0压裂液 ,在室温和 4 0～ 70MPa下 ,CZB 0 3,OZ 1,OB 2 0 0交联HPG压裂液的伤害率分别在 13.8%～ 16 .1% ,4 9.8%～ 5 1.2 % ,9.1%～ 11.7% ,平均值分别为 14 .7% ,5 0 .4 % ,10 .6 %。图 3表 3参 2。     

硝酸钠加重海水基压裂液性能评价

为满足海上油气田深井、超深井压裂需要,用NaNO_3加重海水与两性离子胍胶稠化剂、有机硼锆交联剂及其他添加剂配制压裂液,研究了NaNO_3加重海水基压裂液密度,溶胀性能,耐剪切性能,滤失性能,破胶性能,破胶液对岩心渗透率及对支撑剂导流能力的伤害。结果表明,35%NaNO_3加重海水与0.52%两性离子胍胶稠化剂及其他添加剂配制的压裂液密度为1.20 g/cm~3(20℃),NaNO_3海水溶液对两性离子胍胶稠化剂溶胀性能的影响大于海水,NaNO_3加重海水基压裂液耐剪切性能、降滤失性能等各项性能良好。在150℃、170 s~(-1)下连续剪切120min后的黏度为76 mPa·s;压裂液在80℃下的动态滤失系数为2.81×10~(-4)m/min~(0.5);在60℃和80℃下,压裂液在3数4 h完全破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s;压裂液对岩心基质渗透率损害率为23.3%;在82.7 MPa闭合压力下对支撑剂导流能力伤害率为41.89%;满足压裂施工要求。图4表3参15     

国内低中温清洁压裂液研究进展及应用展望

清洁压裂液的携砂黏度和抗剪切性能严格受温度的控制,为此总结了清洁压裂液的适用温度为80℃以下,称为低一中温清洁压裂液.清洁压裂液又称黏弹性表面活性刑VES压裂液,不合聚合物,不需要交联剂和破胶荆,现场配液简单,能有效控制缝高,施工摩阻只有水的25%～40%,液体效率达85%,远高于胍胶压裂液的52%,在渗透率小于5×10-3μm2的低渗透储层中滤失量小,对储层伤害小,压裂后油气增产效果明显比胍胶压裂液好.实现清洁压裂液在天然气中破胶和提高清洁压裂液抗温耐剪切性及降低施工成本,是清洁酸液发展的方向.     

两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液性能评价

为解决阳离子型表面活性剂压裂液的性能缺陷,采用两性离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂制备出了清洁压裂液,考察了其性能特征。研究结果表明,两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液黏度随KCl加量的增大先增加后减小。随SDS加量的增大而增加。组成为2.24%甜菜碱+0.9%十二烷基硫酸钠(SDS)+6.2%KCl的两性/阴离子表面活性荆清洁压裂液在65℃、170 s~(1)下恒温剪切约40 min,压裂液黏度保持在59.5 mPa·s左右,耐温耐剪切性较好。在室温、55℃、65℃条件下,砂粒在压裂液中的沉降速率分别为0.02、0.14、0.51 mm/s,携砂性较好。煤油加量为2%时。压裂液快速破胶。破胶液黏度2.15 mPa·s,表面及界面张力分别为26.542和0.8562 mN/m,无残渣。压裂液在天然岩心的滤失系数为5.6×10~(-4)m/min~(1/2),滤失性较好。破胶液对岩心渗透率的伤害率为19.1%。比较适合于温度在65℃以内的地层。     

抗高温淀粉降滤失剂的合成及其性能

以六甲基二硅氮烷、苯基有机胺、羧甲基淀粉(CMS)、3-氯-2-羟丙基磺酸钠等为主要原料,制备出抗160℃高温的钻井液用淀粉降滤失剂(HTS)。采用FTIR和DT方法分析了HTS的结构及其热稳定性。表征结果显示,CMS结构上引入了苯基阳离子、有机硅官能团及磺酸基团;HTS的热分解温度为232℃。考察了HTS的淡水钻井液性能、抗高温性能以及耐盐性能。实验结果表明,HTS具有良好的抗高温性能,含HTS的淡水钻井液在160℃滚动16 h前后降滤失性能均优良,且钻井液的流变性能变化较小,与传统的改性淀粉降滤失剂相比,抗高温能力提高近40℃;无论在NaCl含量为4%(w)还是8%(w)的盐水钻井液中,HTS的降滤失性能都较好,说明磺酸基因的引入可提高降滤失剂的耐盐性能。     

油包水型乳化压裂液配方研究及性能评价

从实验筛选配制油包水乳化压裂液所需的乳化剂、稠化剂、破乳剂等添加剂,以及添加量的确定,得出一种油包水乳化压裂液配方为14%柴油+1.6%乳化剂+0.22%水增稠剂+2.5%KCl+水+0.2%破乳剂,体系pH值为10,油水体积比为14∶86。对配方乳化压裂液的耐温性能、耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性以及地层伤害率进行评价。实验证明配方的流变性能满足压裂液对液体的要求,滤失量较小,具有一定的抗剪切性能,可明显降低压裂液对地层的伤害。在90℃,170 s-1下剪切60 min后,压裂液的表观粘度仍大于200 mPa.s。该压裂液可代替一般油基冻胶压裂液应用于强水敏、低压油藏的压裂改造。     

基于煤层气的新型压裂用有机硼交联剂BX-Y

采用硼酸盐和有机配体D-果糖制备了新型有机硼交联剂BX-Y,并将BX-Y与羟丙基胍胶进行交联反应配制了BX-Y交联压裂液。考察了BX-Y的合成条件对其交联性能的影响,并利用高温滤失仪对BX-Y交联压裂液的室内性能进行了评价。实验结果表明,合成BX-Y适宜的条件为:m(硼酸盐)∶m(配体)=1∶2,硼酸盐用量13%(w)(用量均基于反应体系质量),催化剂用量2%(w),反应时间6 h,反应温度80℃。BX-Y交联压裂液体系的静态滤失量小,耐剪切性能较好,形成的压裂液冻胶在60℃、170 s~(-1)下剪切60 min,体系表观黏度大于200 m Pa·s,破胶彻底,破胶液黏度低,满足现场应用需求。采用D-果糖制备的BX-Y交联压裂液的渗透率恢复值达85%以上,伤害低,具有较好的储层保护效果。     

纳米TiO2改性MES黏弹性胶束溶液的性能

 以可生物降解表面活性剂脂肪酸甲酯磺酸盐(MES)为原料,借助纳米TiO₂与MES胶束的拟交联作用改善MES黏弹性胶束溶液的耐温性与降滤失性,并采用流变测试方法优化了纳米TiO₂改性MES黏弹性胶束溶液各组分的质量分数,考察了纳米TiO₂对MES黏弹性胶束溶液热稳定性、降滤失性、悬砂性、破胶性能以及岩心渗透率的影响,分析了纳米TiO₂对MES黏弹性胶束溶液耐温性与降滤失性的影响机制。结果表明,纳米TiO2改性MES黏弹性胶束溶液的热稳定性明显增强,在70℃、170s?1条件下,其表观黏度达50mPa?s;支撑剂沉降速率明显降低,幅度达30%以上;通过纳米TiO2对MES胶束的拟交联作用,较大幅度地提高了MES胶束溶液的高温降滤失性能,且不影响MES清洁压裂液的破胶性能;纳米TiO₂改性MES黏弹性胶束溶液的破胶滤液对地层伤害小,岩心渗透率恢复率约为85%。     

用气田产出地层水配制水基压裂液的研究

为了解决川西气田产出的大量地层水,缓解因压裂施工力度加大带来的现场找水用水紧张问题,本试验对应用地层水配制压裂液进行了研究。在分析川西气田地层水水质的基础上,完成了地层水水质对压裂液性能的影响实验、地层水与压裂液添加剂的配伍性实验及用地层水所配制压裂液性能的评价实验。实验结果表明,地层水与压裂液添加剂配伍性较好;配制的地层水压裂液在65℃、170s^-1条件下剪切120min,粘度保持在257mPa·s左右;滤失性能满足水基冻胶压裂液滤失系数指标;携砂性能良好,能彻底破胶,对储层伤害小,满足施工要求。     

羧甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系的制备及性能

为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为0.3%数0.6%CMHPG+0.6%数1.0%有机交联剂ZJ-1+0.6%交联调节剂TG-1+0.2%黏土稳定剂NW-1+0.3%高效增效剂G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为0.6%、交联剂ZJ-1加量为0.75%的压裂液体系在130℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶的黏度大于200 mPa·s,150℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶黏度大于100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为0.3%的酸性压裂液冻胶的G'/G"值大于4,结构黏度强,携砂性能好;在90℃、破胶剂加量0.05%的情况下可实现1.5 h内破胶,破胶液黏度小于3 mPa·s,破胶液残渣含量为157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为93%,表面张力23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约16%,对储层的伤害较小。该CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图3表7参10