油酸酰胺丙基二甲基氧化胺压裂液稠化剂的性能研究

油酸在170 ℃、NaOH催化剂条件下与二甲氨基丙胺缩合生成中间体,在55℃条件下与30％过氧化氢氧化生成油酸酰胺丙基二甲基氧化胺,总转化率为97％.使用质量分数为1.5％～3％的油酸酰胺丙基二甲基氧化胺及助剂配制的清洁压裂液,在170 s-1、80℃条件下剪切1h,黏度在50～150 mPa·s之间;使用质量分数为3％的清洁压裂液在170 s-1、100℃下剪切1h,黏度达到30 mPa·s.由于氮氧键之间为配位共价键,具有较大的偶极矩,极性大,增稠能力强.利用裂缝导流实验装置,分别通10 PV 2％油酸酰胺丙基二甲基氧化胺清洁压裂液及羟丙基瓜胶压裂液破胶液,它们对裂缝导流能力的伤害率分别为13％和90％,清洁压裂液对裂缝导流能力伤害小.清洁压裂液与煤油按质量比为10∶1混合,在40℃破胶0.5 h,破胶液黏度为2.71 mPa·s,破胶彻底.

魔芋葡甘露聚糖与AMPSNa的接枝共聚物及其性能

以硝酸铈铵为引发剂、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸钠(AMPSNa)为接枝改性单体,对魔芋葡甘露聚糖(KGM)进行接枝改性。考察反应温度、引发剂用量、AMPSNa浓度等因素对KGM-g-AMPSNa接枝共聚物溶胶黏度的影响以及交联剂对接枝共聚物交联及压裂液性能的影响。采用FTIR技术对KGM-g-AMPSNa结构进行表征。实验结果表明,合成接枝共聚物最佳的反应条件为:6.2 g KGM溶于20 m L 75%(φ)乙醇,40℃下溶胀0.5 h,AMPSNa浓度0.43 mol/L,引发剂浓度1.71 mmol/L,反应温度50℃,反应时间2.5 h,在此条件下0.6%(w)接枝共聚物溶胶的黏度为196.93 m Pa·s;采用硼砂-有机钛复配交联剂,可使接枝共聚物溶胶的交联性能、耐温性能更好;以0.6%(w)接枝共聚物溶胶和复合交联剂(5.0%(w)硼砂+0.3%(w)有机钛)构成的压裂液的耐温耐剪切性能达到100℃。

表面活性剂对压裂液延迟交联的影响

实验研究了3种表面活性剂对压裂液基液中溶胶粒子zeta电位及压裂液交联反应的影响。测定zeta电位所用基液为0.5%GHPG+0.06%柠檬酸的蒸馏水体系;交联反应体系由自来水配制的0.5%GHPG+0.06%柠檬酸+0.06%NaOH基液和0.25%有机硼交联剂C-200组成,测定1701/s剪切速率下,温度由35℃升至50℃并保持恒定条件下的黏度,以第一个黏度峰对应的时间为交联延迟时间。十二烷基苯磺酸钠使zeta电位变得更负,对交联反应有延迟作用;十六烷基三甲基氯化铵使zeta电位由负变正,对交联反应无延迟作用;一种小分子季铵盐BHJ-1使zeta电位增大,加量1.2%时达最高值,加入0.1%、0.2%、0.3%、0.4%BHJ-1分别使交联时间延迟1.5、2.0、4.0、4.5min。讨论了交联延迟的机理。在油管下深3200m的FX126井使用加入0.3%BHJ-1的压裂液,使压裂液摩阻由清水摩阻的40%降为27%,施工泵压由30.7MPa降至20.7MPa。

高温地层瓜胶压裂液裂缝处理实验研究

对耐高温酯、金属过氧化物作高温地层的裂缝处理剂进行了实验研究。进行了裂缝处理剂对压裂液流变性能的影响实验、破胶液特征粒径对比测试和加裂缝处理剂的压裂液破胶液对砂柱渗透率伤害率分析。研究结果表明:分别加入0.1%酯和100mg/L金属过氧化物对压裂液黏度有一定影响,但能满足压裂施工对黏度的要求,2种处理剂同时加入时,剪切40min后压裂液,黏度为185mPa·s,能够满足压裂液携砂的黏度要求;加入处理剂后破胶液50%特征粒径由136.5μm降到98.6μm减小了27.8%;破胶液填砂管伤害率由42.1%降低为27.2%,处理效果显著。

基于增粘抗温的魔芋粉-丙烯酰胺接枝共聚改性研究

[目的]合成性能优良的油井压裂胶凝剂。[方法]以高锰酸钾-硫脲为引发剂对魔芋粉与丙烯酰胺进行接枝共聚反应,研究引发剂量、接枝单体浓度、氢离子浓度、反应温度及时间对接枝率的影响,确定魔芋粉接枝丙烯酰胺的最佳反应条件。[结果]改性后产品的粘度增大,交联时间缩短,抗温性增强。以高锰酸钾-硫脲为引发剂引发魔芋粉接枝丙烯酰胺的最佳条件为:10.0 g魔芋粉溶于50 ml60%乙醇水溶液中,40℃溶胀30 min,硫脲、高锰酸钾物质的量比0.5∶1.0,硫脲浓度5 mmol/L,丙烯酰胺浓度1.41 mol/L,H+浓度0.02mol/L,60℃反应3 h,该条件下接枝率达93.68%,最大粘度为351.58 mPa.s。[结论]该研究为石油开采业中胶凝剂的改进提供了依据。

江苏油田水平井酸化酸液置放工艺应用研究

江苏油田水平井大部分为低渗油藏,储层非均质严重。这部分水平井在钻井、完井及生产过程中都会造成伤害,需要应用酸化解堵技术恢复或释放产能。与直井酸化相比,水平井酸化的难点之一在于酸液的置放,针对此问题,在室内分别使用并联岩心流动实验装置和水平井转向分流实验装置开展了暂堵剂和自转向稠化酸的转向性能实验研究。实验结果表明:在两种实验条件下,暂堵剂和自转向稠化酸在高渗段岩心的转向率均能达到90%以上,起到均匀布酸的目的。在现场开展了暂堵剂转向和机械分段两种酸液置放技术试验,现场应用取得了成功。

缓释型泥浆清除剂在W9P1井的应用

W9P1井在正常生产过程中被临近井钻进过程中泥浆侵入储层不出液,室内溶蚀实验证明泥浆固结物堵塞伤害无法采取常规酸化措施解除。优选滤饼清除率达82.67%的泥浆清除剂对固结物进行处理,在地层温度下浸泡0.5h后泥浆固结物均匀分散呈粉末状。室内腐蚀实验说明泥浆处理剂可以在管柱表面形成钝化膜,现场施工不用加入任何缓蚀剂,最终确定采用直接注入缓释型泥浆清除剂后抽汲排液的方式进行泥浆解堵。现场施工取得成功,该井恢复产能。

江苏油田VES稠化酸缓速性能及酸蚀裂缝导流能力优化研究

常规酸酸压时,由于酸岩反应剧烈,酸液主要消耗在近井地带,难以形成长缝。为提高储层酸压效果,江苏油田自主合成了一种VES (黏弹性表面活性)稠化酸。通过室内试验研究了该VES稠化酸对裂缝壁面的酸蚀效果及酸蚀裂缝导流能力,并进一步研究了注入排量、注入工艺对酸蚀效果及酸蚀裂缝导流能力的影响。结果表明,VES稠化酸具有一定的缓速性能,应用于深度酸压中可以增加裂缝的有效长度,减少近井地带的溶蚀;注酸排量的增加有利于提高裂缝有效长度,注酸排量的降低有利于提高裂缝导流能力;相比于单级注入,多级交替注入酸压工艺可以改善裂缝壁面的酸蚀效果,有利于酸蚀裂缝导流能力的提高和有效缝长的增加。研究结果可为酸压方案的优化提供理论依据。