油基冻胶压裂液高温稳定剂PW-1的研究与应用

本文着重讨论了ＰＷ－１对压裂液的最佳交联比、最佳ＰＨ值、成胶速度及抗温抗剪切性能的影响。研究表明：加０．０８％ＰＷ－１可使压裂液的使用温度从９０℃提高到１２０℃,并显著加快成胶速度。     

多功能清洁压裂液F-VES性能评价

针对目前阳离子清洁压裂液存在的成本高、吸附造成的伤害大的问题,研发出了一种小分子阴离子型、抗剪切、低伤害、多功能的环保型清洁压裂液体系,其配方为:4%F-VES+0.5%KCl。室内性能评价结果表明,该压裂液的耐温耐剪切性良好,在80℃的表观黏度为40 mPa.s,在60℃连续剪切70 min后的黏度为67 mPa.s;在常温下与原油混合可迅速破胶,破胶液黏度小于5 mPa.s,表面张力为25 mN/m;静态悬砂速度为0.02～0.04cm/s;对岩心的伤害率为14.5%,比瓜胶压裂液和VES压裂液分别下降了58.6%和45.5%;对支撑剂导流能力的伤害率为9%,较VES压裂液下降了近74%;破胶液的驱油率为65%,与驱油剂WP-1相当。     

水基瓜胶压裂和解堵二合一工艺技术

针对水基瓜胶压裂液残渣大引起的伤害, 在以往研究的基础上,提出一种将水基压裂和解堵工艺二合一的水基压裂新技术。该技术是将解堵剂HRS 预先和压裂原胶液混合,压裂施工时将非酸性固体增效剂HD-1 和支撑剂一起注入油井,将以前压裂后被动式解堵改变为主动防治,最终达到减少伤害,提高压裂效果的目的。研究表明:在原胶液中加0.2%HRS 不会影响原胶液的黏度,而且较单程的压裂作业,使破胶液中残渣下降了46%,支撑剂导流能力伤害率降低了近55%,岩心伤害降低了40%。现场试验表明,新工艺现场施工简单,压裂后关井4 h,平均月增原油是老工艺的3 倍,应用效果显著。      

磷酸酯／Al^3＋油基冻胶成胶行为影响因素的研究

研究了磷酸酯与原油的相溶性,磷酸酯的浓度,磷酸酯／Ａl^3 比值,pH值,初胶液粘度,温度和原油含水对油基冻胶压裂液成胶行为的影响。结果表明：磷酸酯与原油相溶有利于提高油基压裂液的性能;在压裂液成胶的最佳交联比值范围内,随着磷酸酯浓度的增大,pH值的降低,压裂液成胶速度加快,抗温抗剪切性能增强;在成胶最佳pH值范围内,压裂液酸度增大对形成性能良好的压裂液有利;另外,温度对配制初胶液的成胶速度影响不大。     

液态二氧化碳增稠过程中相态变化及机理探讨

液态二氧化碳（LCO₂）压裂液黏度低一直是制约新技术推广应用的关键问题。首次利用LCO₂与增稠剂LPE和胶束促进剂CJ-1混合后LCO₂的相态变化,探讨研究LCO₂-LPE-CJ-1压裂液的增稠机理,同时借助HAAKE黏度计的D300/400系统验证LPE-CJ-1体系对LCO₂增稠效果,利用偏光显微镜对LCO₂-LPE-CJ-1压裂液的胶束形态进行验证。实验结果表明:LPE-CJ-1体系可使LCO₂-LPE-CJ-1压裂液增黏且最大黏度为112 mPa·s左右,是目前文献报道的LCO₂的最大黏度（20 mPa·s）的将近6倍。LCO₂-LPE-CJ-1压裂液体系的增稠机理是LPE-CJ-1分子间的离子络合作用后形成的棒状胶束,类似于交联聚合物形成分子间相互缠绕的三维空间网状结构体。      

乍得砂岩油藏固体酸酸化解堵配方优化

乍得BR盆地M4区块M-4井区各井在钻完井过程中,油藏受到严重污染,导致该井区各井投产后单井产量远低于试油产量,甚至远低于相邻位置较差的M-1井区单井产量,部分井不能正常生产。对于砂岩油藏,酸化是解除钻完井地层污染、提高单井产量最常用的方法,但是由于乍得限制液体酸的进口,无法进行常规的液体酸酸化解堵作业。提出了固体酸解堵乍得油藏无机污染的思路,并结合室内试验对固体酸解堵体系配方进行了优选。     

一种连续施工的柴油基冻胶压裂液PS-1室内研究

针对国内目前所用油基压裂液成胶速度慢,通常采用间歇施工工艺的缺点,研究开发了一种低伤害连续 施工的油基冻胶压裂液体系。室内试验表明,该压裂液体系(在柴油中加入1．5％胶凝剂、0．24％加速剂)成胶速度 快,搅拌30s粘度可达到158mPa·s左右,120s内就能形成良好的油基冻胶压裂液;抗温抗剪切性能好(在120℃, 170s(?)下连续剪切70min后,压裂液的粘度大于50mPa·s),对岩心伤害率小于6％。对现场施工井统计表明,采用该 压裂液体系进行连续施工,与间歇施工工艺相比单井可节省费用约4万元,施工时间缩短2／3。     

原油与磷酸酯类胶凝剂的配伍性研究

目前各油田普遍使用本油田的原油作为油基冻胶压裂液的基液,不同产地的原油其组分不同。原油与胶凝剂的配伍性是影响压裂液性能的关键因素。研究结果表明,原油与磷酸酯胶凝剂之间存在最佳的配伍关系,只有使用与原油配伍性好的磷酸酯胶凝剂才能配制成性能优良的压裂液。     

不同因素对硼交联羟丙基胍胶压裂液低温破胶性影响研究

为解决水基压裂液在陕北油田低温（15℃-30℃）条件下的破胶问题,研究了不同因素对硼交联羟丙基胍胶水基压裂液破胶性的影响。实验发现：在破胶温度一定的情况下,压裂液中的增稠剂加量、体系pH值和不同类型的破胶剂及其加量等对压裂液的破胶均会产生不同程度的影响,其中在破胶剂中影响最太的是三元复合破胶体系。当破胶温度在15℃时,三元破胶体系（NH4）2S2O8／H2O2／Na2SO3较单一破胶剂（NH4）2S2O8可将压裂液的破胶时间缩短45h,该体系破胶剂在陕北低温油田应用了30余井次。     

羟丙基糊精的制备及其性能评价

以糊精与环氧丙烷(PO)为原料,采用溶剂法工艺合成了羟丙基糊精。考察了原料配比、环氧丙烷的滴加时间、反应温度、反应时间、10%的氢氧化钠溶液用量等因素对产品取代度的影响。结果表明,羟丙基糊精的最佳制备工艺条件为:原料配比PO∶糊精为12∶5(体积/质量),PO的滴加时间为6 h,反应时间为8 h,10%的氢氧化钠溶液的用量为15 g,反应温度为30℃,取代度为0.12。通过初步检测、结构表征及性能评价,证明羟丙基糊精性能较好,有望作为油田用泥浆改性剂。