压裂用减阻剂及其减阻机理研究进展

减阻剂是致密砂岩、页岩等非常规储层改造压裂液的关键添加剂,其性能直接影响压裂施工效果。通过介绍聚合物类减阻剂、表面活性剂类减阻剂和多元减阻剂,分析比较了3种减阻剂的优缺点及研究进展,重点阐述了减阻剂的减阻机理及减阻失效机理,归纳总结了纳米材料在压裂减阻中的应用研究进展。指出在高温、高剪切、复杂介质等非常规储层压裂环境中,同时具有储层伤害小、携砂能力强、减阻稳定且高效、易返排、易回收利用等优点的新型多功能复合减阻剂将是今后研究的重要方向。

油气田开发中湍流减阻剂及其应用研究进展

归纳总结了油气田开发领域中湍流减阻剂的类型、湍流特性、湍流减阻机理等方面的国内外研究现状,重点综述了非常规储层水力压裂、油气集输、连续油管注液、钻井液等油气田作业中减阻剂的应用研究进展,展望了纳米材料在油气田减阻中的应用前景,并提出在高温、高剪切、杂质多等油气田作业复杂环境中,低成本、高效、环保的多功能复合减阻体系将是未来研究的重要方向。旨在为添加剂湍流减阻技术在我国油气田高效开发和节能降耗方面的应用提供借鉴。

连续油管缓蚀用微乳液的制备与性能

针对强酸性介质中连续油管常用缓蚀剂存在成膜稳定性较差、缓蚀有效期短等问题,以十二烷基三甲基溴化铵（DTAB）、十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）、曼尼希碱季铵盐、正丁醇、白油等为原料,利用拟三元相图与滴液法制备了连续油管用微乳液型缓蚀剂HSL-1。同时应用静态挂片失重法考察了缓蚀剂与酸液质量分数以及环境温度等参数对HSL-1缓蚀性能的影响规律,并结合SEM与极化曲线分析了HSL-1长效缓蚀机理与效果。结果表明：HSL-1缓蚀剂是一种以抑制阴极过程为主的混合型缓蚀剂,分散相粒径为15~85 nm,属于典型的水包油型微乳液;当HSL-1质量分数为1.0%~2.0%时对酸性环境下连续油管缓蚀效果最佳,腐蚀速率均为3~5 g/（m^2·h）;同时水包油的微乳结构可控制缓蚀组分的释放速度,维持返排液中缓蚀组分的有效质量分数,即使CT80（连续油管的钢材型号）挂片浸入乏酸12 h,腐蚀速率仅为0.381 g/（m^2·h）,对连续油管具有持久缓蚀作用。

磁流变液智能流体研究进展、应用及展望

通过回顾磁流变液智能流体的组成及制备方法,分析了磁流变液智能流体主要流变机理以及在工程中的应用前景,并着重介绍了磁流变液在油气田开发中的研究进展。基于磁流变液特点、应用环境以及使用成本等因素,指出了磁流变液智能流体未来向高温稳定、可循环利用以及环境友好发展的新趋势。

环境友好型交联酸的性能及其反应动力学

以乳酸、葡萄糖酸、聚乙烯亚胺(PEI)及聚丙烯酰胺类稠化剂为主要原料,采用溶液共混法制备了一种环境友好型耐高温交联酸EAC-1。结合FTIR、流变测试、SEM等分析了乳酸与葡萄糖酸混合形成的复合酸溶蚀CaCO3的协同作用机理以及交联酸EAC-1的流变性、微观结构以及破胶性能,明确了交联酸的反应速率常数及其反应动力学方程。结果表明,当乳酸及葡萄糖酸物质的量比为1∶1时,乳酸和葡萄糖酸可与Ca^2+通过共价键作用形成一种具有高溶解度的螯合物,使残酸中无二次沉淀生成;当PEI质量分数为0.12%时, 170 s^–1、110℃下交联酸黏度保持在50 mPa·s以上;交联剂PEI与稠化剂形成的立体网状结构保证体系具有良好的耐温耐剪切能力,且交联酸破胶均匀,无残渣,破胶液黏度仅为4.2 mPa·s;EAC-1的反应速率常数比以盐酸为主体酸的交联酸HC-1小1个数量级,表明EAC-1交联酸具有良好的缓速性能,有利于延长酸液有效作用距离。

裂缝监测用磁性支撑剂制备与性能

以二价/三价铁盐、聚二甲基二烯丙基氯化铵以及陶粒等为主要原料,应用逐层组装法制备了一种裂缝监测用磁性支撑剂,结合单因素实验优选了磁性支撑剂制备工艺条件,通过扫描电镜(SEM)、振动样品磁强计(VSM)等手段表征了磁性支撑剂的结构与性能,应用自制裂缝监测模拟装置考察了磁性支撑剂充填裂缝后磁异常信号的分布特征。结果表明,优选的磁性支撑剂制备工艺参数为:0.5%的纳米Fe_(3)O_(4)颗粒、0.3%的聚二甲基二烯丙基氯化铵、反应体系pH值为10、反应温度为60℃、以及交替组装3次;制备的支撑剂表面包覆大量磁性颗粒,磁滞回线呈S形单线,无外加磁场时,剩磁和矫顽力都接近于零,具有超顺磁性,饱和磁化强度为6 emu/g,磁响应距离为31.4 mm;磁场作用下,磁性支撑剂产生明显的磁异常信号,越靠近支撑剂磁异常值越大,并随埋藏深度增加磁异常值减小,而磁异常等值线反映了充填在裂缝中的磁性支撑剂不同分布形态,从而为裂缝监测用磁性支撑剂矿场应用及数据分析提供依据。

硼交联胍胶压裂液高压流变特性及其非氧化破胶方法

高压流变性有助于全面认识压裂裂缝内压裂液黏度变化的真实特征。应用流变学方法分析硼交联胍胶压裂液高压流变特征,考察温度、剪切速率对压裂液高压流变特性的影响,提出一种基于高压流变特性的非氧化破胶方法,以破胶液黏度为指标优选破胶剂使用质量分数;结合核磁共振硼谱(^(11)B NMR)、红外光谱(FT-IR)以及透射电镜(TEM)等手段,分析压力作用下硼交联胍胶压裂液黏度变化机制及破胶液微观形态。结果表明:高压作用下硼酸根离子与胍胶分子形成的B—O—C共价键及胍胶分子与水分子之间的氢键断裂导致压裂液内部网状结构及胍胶分子聚集体被破坏,体系黏度呈现出可逆的“压力稀释”效应,60 MPa压力下黏度损失率最高可达91.4%,且随温度与剪切速率上升,体系黏度“压力稀释”效应逐渐减弱;多羟基胺NMGA-R可促使硼交联压裂液压力释放后黏度不能恢复而实现破胶,破胶液中胍胶呈较大的连续絮状体,分子结构较为完整,回收破胶液配制压裂液80℃剪切1 h,表观黏度超过80 mPa·s,为硼交联胍胶压裂液组分再利用提供了试验依据。

液态CO2前置压裂地面管线堵塞模拟及抑制方法

应用自制管道流动安全可视化评价装置模拟液态CO2前置压裂管线或放空阀门附近水合物及干冰生成过程,结合CO2相态预测,明确液态CO2前置压裂地面管线潜在堵塞类型及因素,优选适应液态CO2前置压裂的管线堵塞物抑制剂,并通过数值模拟方法考察地面管线中堵塞物抑制剂驱替液态CO2过程,改进液态CO2前置压裂泵注流程。结果表明:地面管线压力为3.0 MPa时,液态CO2直接放空会在阀门及附近管线中形成干冰;当液态CO2泵注结束后连续注入水基压裂液时,潜在堵塞物为水基压裂液结冰及少量CO2水合物形成的混合物;优选的堵塞物抑制剂冰点低于-30℃,与水基压裂液及液态CO2配伍良好;通过向地面压裂管线泵注0.53 m^3堵塞物抑制剂循环约1 min驱替残余液态CO2,管线温度可迅速恢复至0℃以上;矿场应用表明,一套压裂机组即可实现液态CO2与水基压裂液连续泵注,施工过程未出现管线及阀门堵塞,施工时间由3~4 d缩短至0.5 d,降低了液态CO2前置压裂施工风险。