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针对目前现场常用的压裂液耐温性差、交联时间短及残渣含量高等诸多问题,以氧氯化锆、多元醇、有机配体、络合交联剂和高温稳定剂等原料成功合成了有机锆交联剂YJ-3,并选用聚丙烯酰胺类稠化剂RG-1和添加剂制备出一种耐温缓交联有机锆冻胶压裂液体系。采用单因素试验对交联剂YJ-3和稠化剂RG-1质量分数进行了优化,进而评价了该压裂液体系的性能指标。实验结果表明:压裂液的较优配方组成为0.50%RG-1+2.0%YJ-3+0.15%Na2S2O3+0.8%助排剂,该体系交联时间在3~45 min之间可调,90℃和150℃时在170 s-1速度下剪切2 h后黏度仍高于50 mPa·s,携砂性能和滤失性明显优于常规瓜胶压裂液体系,在1~3 h内可实现完全破胶,无残渣、易于返排,是一种性能优良的耐温缓交联型低伤害压裂液,具有广阔的现场应用前景。 相似文献
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为发展耐温疏水聚合物压裂液体系,本文在丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)中引入了疏水单体甲基丙烯酸十八烷基酯来提高稠化剂的耐温性,合成了聚合物稠化剂PAS。实验结果表明,制备改性聚合物的条件为:单体占总质量的30%,乳化剂占油相的10%,亲水亲油平衡值(HLB)为6,引发剂占单体质量的0.2%,油水相比为1∶2。其黏均分子量为450×104g/mol。测试了该聚合物1.5%的浓度在120℃、170s-1下剪切1.5h后黏度保持在80mPa·s,具有较好的耐温性,并具有剪切回复性能;其粒径分布为500~1200nm;在破胶剂过硫酸钾的用量为0.03%时,在90℃下,其黏度可以下降到5mPa·s,完成破胶。 相似文献
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采用阳离子表面活性剂十六烷基三甲基溴化铵和有机盐苯乙烯磺酸钠复配制备了粘弹性表面活性剂压裂液,对其流变性、抗温抗剪切性,携砂性能和破胶性能等进行了评价,并采用AFM对其形貌进行了表征,结果表明制备的粘弹性表面活性剂压裂液具有优良的抗温抗剪切性,携砂性能和破胶性能,AFM表明CTAB3%/SSS2%体系压裂液形成了三维网络结构,表现出一定的剪切增稠现象,表观粘度在30~70℃变化不大,80℃表观粘度仍高达202 mPa.s,玻璃珠沉降速度0.026 mm/s,油破胶时间低于15 min,水破胶时间小于4 h。 相似文献
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针对塔河高温高盐油藏普通冻胶或泡沫体系的油水选择性差,且难以长期改善吸水剖面的问题,将泡沫驱油和冻胶调剖技术相结合,研制一种适应于塔河高温高盐油藏深井调驱的冻胶泡沫体系。考察了起泡剂的耐温耐盐性、与抗稀释冻胶配伍性,耐温耐盐冻胶泡沫体系最优配方为0.5%SLSF-4起泡剂+0.5%P-71+1%P-9聚合物+0.5%对苯二酚+0.5%六亚甲基四胺+0.5%海藻酸钠,评价了冻胶泡沫体系的油水选择性和采收率。结果表明,在相同渗透率下,冻胶泡沫体系对含水填砂管的残余阻力系数为36.21,而含油填砂管为14.32,说明对含水层调流能力强,将含油层转变为优势通道,说明其具有较好的油水选择性。双管驱油实验表明,冻胶泡沫优先进入高渗通道,洗出注入水驱不出的残余油,其含量为3.75%,选择性地堵高不堵低,很好地改善吸水剖面,提高水驱波及系数,采收率总体提高39.41%。 相似文献
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利用废弃粉煤灰制备聚硅酸,以聚硅酸、硼砂为原料,合成了一种高温延缓型交联剂.采用单因素法,通过测定硼交联剂性能,优选出最佳合成工艺参数为:硼砂5wt%,配体28.5wt%,反应温度80 ℃,催化剂1.5wt%.并对合成目标产物进行了红外光谱表征,其交联的HPG(羟丙基胍胶)冻胶压裂液的高温流变性评价表明,当胍胶浓度为0.45wt%,交联比为100∶0.8(体积比)时,110 ℃,170 s-1的剪切速率条件下,剪切2 h,粘度达到130 MPa·s以上,证明该交联剂对HPG具有较好的交联效果,老化破胶实验表明其交联的压裂冻胶易破胶返排,残渣低. 相似文献
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《化学工业与工程技术》2017,(1):62-67
针对胜利油田提出的发泡剂耐温80℃、耐矿化度为50 g/L NaCl+2 g/L CaCl_2、泡沫半衰期大于40 min的指标,利用Waring Blender法对各种类型的发泡剂在评价条件、抗盐性及抗温性方面进行了室内评价试验。结果表明:质量分数为0.5%的α-烯烃磺酸钠发泡液在50 g/LNaCl+2h/LCaCl_2矿化度下发泡体积可达540 mL,泡沫半衰期可达447 min,表现出优良的发泡性能和耐盐性;同时先后经过80,120℃老化8 d后,α-烯烃磺酸钠发泡液发泡体积超过620 mL,析液半衰期超过430 s,泡沫半衰期超过3 h,仍具有良好的泡沫稳定性,完全满足胜利油田所提出发泡剂耐温抗盐的要求。 相似文献
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为了制备易溶解、耐温、耐盐、耐剪切性能优异的压裂液,将丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰吗啉(ACMO)进行共聚,并引入聚乙烯醇纤维,通过反相乳液聚合反应合成了新型的聚丙烯酰胺共聚物p(AM/AMPS/ACMO)。利用红外光谱和扫描电镜进行结构和形貌表征。结果表明,在0,5,10,20,50,100,150,200 g/L NaCl、CaCl2、MgCl2溶液中,经聚乙烯醇纤维改性后的p(AM/AMPS/ACMO)溶液粘度始终大于常规PAM溶液粘度,聚乙烯醇纤维改性后聚合物有更好的耐盐性能。聚乙烯醇纤维改性的稠化剂在120℃和150℃剪切速率为170 s-1的条件下剪切1 h,剪切后粘度分别为85.94 mPa·s和72.74 mPa·s,远高于压裂液通用技术条件要求的粘度大于50 mPa·s,表明聚乙烯醇纤维改性p(AM/AMPS/ACMO)有较好的耐温耐剪切性能。 相似文献
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《应用化工》2022,(10)
针对高温深井致密油气藏压裂液存在的高摩阻、高施工压力和抗高温能力不足的问题,通过硼交联剂的合成和压裂液添加剂的优选,研究得到了一种密度为1.38 g/cm3的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s3的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s(-1)下连续剪切90 min后黏度始终保持在60 mPa·s以上,95℃高温下可完全破胶,破胶液残渣含量低于行业标准,且具有优良的悬砂性能,对高压深井油气藏压裂改造具有重要意义。 相似文献
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研究了二甘醇双(α-磺酸钠)烷基羧酸酯(DMES-n)、十二烷基二甲基胺乙内酯(BS-12)两类表面活性剂与原油的界面张力,并考察了表面活性剂的耐温抗盐性。实验结果表明,DMES-n能将油水界面张力降低至10-2mN/m数量级,但是抗盐性不如BS-12;将两者复配后,在NaCl浓度为30 000~100 000 mg/L、MgCl2和CaCl2浓度为10 000 mg/L的条件下,DMES-14/BS-12和DMES-16/BS-12复配体系都能将油水界面张力降低至10-3mN/m数量级,表明复配体系既具有更好的降低界面张力的能力,同时还具有良好的抗高盐、高钙镁性能以及良好的耐温性。 相似文献
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粘弹性表面活性剂基压裂液的研究与分析 总被引:2,自引:0,他引:2
粘弹性表面活性剂基压裂液(VES压裂液)作为环保压裂液在国内外油田的应用已经取得良好的效果,对储层无污染,且能提高充填层导流能力。论述了粘弹性表面活性剂基压裂液的体系组成、主要特点和压裂机理。该压裂液及剪切稳定性、零伤害性、自动破胶性和低滤失性于一体,在油田具有广阔的应用前景。特别是纳米技术的应用,进一步优化了VES压裂液体系,使该压裂液也适应于干气气藏。介绍了VES压裂液在国内外的研究进展,提出了其应用的优越性和存在的不足。 相似文献
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页岩气作为一种清洁、低碳、高储量的非常规天然气,已成为未来天然气资源的新宠儿。但是目前其开发方式是水力压裂,该法在开发过程中会产生组分复杂的压裂液返排液。针对制约页岩气勘探开发的压裂返排液处理技术,系统梳理了国内外真对压裂返排液组成及处理技术的现状并通过与美国等发达国家技术的对比对我国未来页岩气发展进行了展望。 相似文献