压裂液用小分子防膨剂的优选及合成

合成4类季铵盐型防膨剂,以防膨率和与压裂液配伍性为主要指标,经初步筛选评价,优选得到一种以环氧氯丙烷和二乙醇胺为原料合成的小分子季铵盐聚氯化二羟乙基(2-羟基)丙基氯化铵(EPD)用于压裂液的防膨剂。对其合成条件进行优化,实验表明,当环氧氯丙烷与二乙醇胺以单位物质的量比为1∶1,在30℃下加料,反应温度为60℃,反应时间为3h条件下合成的防膨剂防膨率最高;当其加量为0.5%时,防膨率为78%;耐温试验表明其耐温性能较好。

一种可回收清洁压裂液的研制和应用

在长庆油田体积压裂施工中需要配制大量压裂液,为避免大量消耗水资源,需对压裂液进行回收利用,而长庆区域普遍使用的羟丙基瓜胶体系回收后不能用于携砂,低分子瓜胶压裂液的回收利用工艺复杂。因此研制了一种可回收的清洁压裂液,该压裂液由3%XYCQ-1稠化剂、0.05%XYPJ-2破胶剂及(0.01%~0.10%)XYTJ-1水质调节剂构成。XYCQ-1稠化剂是将蔗糖经微生物培育、发酵而得到的一种微生物多糖稠化剂,在10 s内可使压裂液黏度趋于稳定,增稠快。XYPJ-2破胶剂是一种天然酶和分子改造酶的混合物,由特异水解稠化剂的多糖构成,通过对稠化剂分子结构进行定点突变,促进酶有针对性的反应,形成非天然的新二硫键,从而保证了破胶液的再次成胶反复使用。XYTJ-1水质调节剂与返排液中的Ca2+、Mg2+等高价金属离子可形成溶于水的络合物或螯合物,消除高价离子对成胶的不利影响。实验表明,该压裂液耐温80.0℃,且有较好的悬砂、降阻及助排性能,在常温静置24 h和80℃水浴中静置15 min后基本无沉降,注入排量为64 L/min时降阻率为67%,岩心损害率仅为6.70%。该压裂液在长庆区域油水平井体积改造中应用21口井,施工用液10.46×104 m^3,返排液经分离沉砂等简单处理后即可再配压裂液,处理工艺简单,且回收液配制的清洁压裂液携砂性能良好,现场回收利用多达10次,表明该新型清洁可回收压裂液能满足多级压裂施工要求。

相渗改善剂XYT-1的合成与性能评价

室内以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、单体A和单体B为单体,合成了相渗改善剂XYT-1。确定最优合成条件如下:乳化剂m(TX-10)∶m(Span-80)为1∶5、乳化剂加量为6%、单体质量分数为35%、反应温度为45℃、反应时间为7 h、引发剂加量为0.12%、pH值为7.5。抗温性能实验结果表明,相渗改善剂体系在90℃下的表观黏度为23.3 mPa·s;抗盐性能实验结果表明,相渗改善剂体系在矿化度10 000 mg·L^(-1)下的表观黏度为11.9 mPa·s;抗剪切性能实验结果表明,连续剪切210 min,相渗改善剂体系的表观黏度保留率约为80%,静置180 min后,表观黏度保留率可恢复至约90%;耐久性实验结果表明,添加稳定剂后相渗改善剂体系在77 d后表观黏度保留率为71.9%,且保持稳定,未添加稳定剂体系在77 d后表观黏度保留率仅为32.9%,且呈继续下降趋势;岩心驱替实验结果表明,相渗改善剂体系具有良好的选择性堵水作用,对油田可持续发展具有重要意义。

多烯多胺盐黏土稳定剂的合成及性能评价

通过多烯多胺类物质二乙胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺、四乙烯五胺分别与盐酸、草酸、乙酸反应合成黏土稳定剂。对合成产物的性能进行评价,结果表明:采用盐酸合成的黏土稳定剂在0.5%(质量分数)投加量、140℃、放置14 d条件下的防膨率达87%以上;耐水冲刷能力顺序为四乙烯五胺盐酸盐>三乙烯二胺盐酸盐>二乙烯三胺盐酸盐>乙二胺盐酸盐。岩心流动实验表明,多烯多胺盐酸盐黏土稳定剂防止黏土颗粒膨胀和运移的综合性能良好,对岩心的伤害率在20%以下。

NHC环保型清洁压裂液性能评价及现场应用

为解决常规压裂返液不易回收利用的问题,制备了一种NHC压裂液。NHC压裂液稠化剂为一种低分子多糖表面活性剂,具有多糖自交联及表面活性剂卷曲、缠绕的双重作用。当稠化剂BHC-2用量为0.4%~0.8%时,NHC压裂液耐温抗剪切能力在70~90℃,在其返排液中加入0.3%~0.7%BHC-2后,可再次形成压裂液。现场试验表明:在清水中加入0.4%BHC-2所形成的压裂液在施工过程中压力较平稳,在返排液中加入0.3%BHC-2时即可形成交联液,实现携砂压裂。NHC压裂液配液及回收工艺较简捷,在长庆华池油田某井压裂施工7段,回收返排液1 435 m^(3),返排液回收利率为95.67%,较好的利用了返排中的有效成分,减少了水资源的浪费,具有良好的环保效应。后期数据分析表明:使用NHC压裂液改造后储层产油量比胍胶压裂液提高7.55%以上,表明该压裂液对储层伤害较小,有利于维持储层的原始动态平衡。

环保型MES粘弹性胶束溶液的流变性

用流变学方法研究了可生物降解阴离子表面活性剂脂肪酸甲酯磺酸钠(MES)在NaCl溶液中从球状胶束转变成蠕虫状胶束的生长过程,分析了两性表面活性剂十二烷基甜菜碱(BS-12)对MES胶束溶液流变行为的影响机制。首先,测量了MES粘弹性胶束体系剪切粘度(η)和剪切速率的关系,得到零剪切粘度(η0);然后由动态振荡实验,得到复合粘度|η*|、动态模量(储能模量G'、损耗模量G″和结构松弛时间τs)等物理量;应用Cox-Merz规则和Cole-Cole图,证实了MES(3.0%～5.0%)/NaCl(3.0%～5.0%)/BS-12(0.5%～0.9%)体系形成蠕虫状胶束,且蠕虫状胶束的动态粘弹性在MES(3.5%～5.0%)/NaCl(3.5%～5.0%)/BS-12(0.5%～0.9%)范围是符合Maxwell模型的线性粘弹性流体。

微乳液型油气增产助剂研究进展

简要介绍微乳液类型和结构、形成机理、制备与表征方法以及配方设计等,重点阐述微乳液体系在三次采油、压裂、酸化等增产作业中的应用研究进展,并指出微乳液型助剂在油气增产应用中存在问题与应用前景。

低渗透油藏RPM控水压裂液性能评价与应用

以阴、阳离子聚电解质为原料,应用溶液共混法制备了RPM（Relative Permeability Modifiers）控水压裂液,评价了RPM溶液吸附、抗剪切及耐冲刷性能,并以油水相对渗透率为指标考察了RPM压裂液控水效果并分析其控水机理。考虑RPM吸附、滤失等因素,建立了低渗油藏RPM压裂液性能及注入参数优化模型。以长庆油田一口油井为例,综合考虑作业成本、产油量与含水率等因素,应用正交设计与数值模拟方法优化RPM控水压裂液的油水残余阻力系数比、滤失深度比及注入体积并进行了敏感性分析。结果表明：RPM控水压裂液具有良好的抗剪切耐冲刷性能,通过物理化学吸附改变了岩石孔隙或微裂缝中油水渗流特性,尤其在高含水饱和度阶段可降低水相相对渗透率80%以上;RPM控水压裂液的油水残余阻力系数比、滤失深度比以及注入体积分别在2~6、0.3~0.6与20~30 m^3范围内控水稳油效果明显;选择油水残余阻力系数比为5.0、滤失深度比为0.6的RPM控水压裂液在长庆油田高含水储层先导试验4井次,单井平均增油4.64t/d,含水率平均下降58.51%。

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170s^-1条件下剪切1h时压裂液粘度稳定在80mPa·s以上;在f<10rad/s时,G'>G″,且G'>0.1Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。

一种新型复合型超低表面张力助排剂的制备及应用

为解决压裂液在超低渗储层返排过程中产生严重“液阻”效应而引发的储层伤害,采用氟碳表面活性剂与碳氢表面活性剂进行复配试验,研究表面活性剂协同效应、润湿性、热力学铺展作用,评价复合助排剂的助排率,形成了一种表面张力极低、界面张力满足压裂液通用技术要求的超低表面助排剂。室内实验表明,C12与OBS碳氢表面活性剂以0.4∶0.6(摩尔比)比例复配时其水溶液表面张力小于19.00 mN/m,界面张力小于1.50 mN/m,接触角为86.30°,水溶液助排率高达91.51%,同时超低表面张力助排剂与压裂液及其他添加剂均有良好的配伍性。超低表面张力助排剂在长庆超低渗油田的两口水平井进行了应用,返排率为73.19%~78.15%,返排率较之常规的助排剂提高16.30%~18.78%,助排效果较佳。

XZWJ植物胶压裂液非降解性破胶及再利用方法的应用

根据植物胶压裂液的交联机理、破胶方法,开展了植物胶压裂液非降解性破胶方法研究。通过降低植物胶稠化剂分子量、应用高密度型交联剂使得压裂液的交联增强,同时利用有机破胶剂及化学平衡原理实现了XZWJ植物胶非降解性破胶。实验结果表明,XZWJ植物胶压裂液返排液黏度约为9 m Pa·s,压裂液鲜液(0.5%)与返排液以2∶8比例进行混合,再加入相关添加剂XJL-2、YBJL-1、KWJ-1后耐温可达87℃,并在80℃时剪切1h后,黏度均保持在70 m Pa·s以上。在旗X井组进行了现场试验,实现了压裂液的回收再利用,减少了水资源的浪费,降低了环境的伤害,达到了节能减排的效果。

煤岩储层保护技术研究进展

中国煤岩储层具有低孔、低渗、裂缝发育但分布不均等特征,所以煤岩储层比常规储层更容易发生损害。煤岩储层的损害不仅导致煤层气采收率下降,且增加开发成本,延缓工程进程,严重制约煤层气的开发效果。主要从煤层气钻井完井及压裂、排采三个方面,介绍了损害发生的影响因素、过程机理、预防措施等研究进展,指出了煤层气的开发过程中外来流体不配伍、煤粉运移和压力变化等是诱发储层损害的主要因素,如何保护煤岩储层是煤层气经济、高效开发的重要条件。最后提出了煤岩储层保护技术存在的问题以及未来发展趋势,为保护煤岩储层发提供新的思路。

固1井钻盐膏层钻井液技术分析

固1井是中石化集团公司西部新区勘探指挥部在准噶尔盆地山前坳陷四棵树凹陷固尔图构造高部位部署的一口预探井。本井自上而下钻遇第四系西域组、上第三系独山子组、塔西河组及沙湾组,侏罗系西山窑组、三工河组、八道湾组,古生界石炭系,在穿上第三系塔西河组及沙湾组918米盐膏层时,采用先淡后咸,即采用淡水双聚磺钻井液钻穿,解决盐膏层蠕变问题,及时采用双聚复合盐钻井液,保证井眼稳定。

小阳离子黏土稳定剂的制备与评价

黏土稳定剂对于水基压裂液性能有着重要的影响,常用黏土稳定剂有无机盐、阳离子表面活性剂、有机聚合物等,小阳离子型黏土稳定剂已成为近年来黏土稳定剂的开发方向。本文以环氧氯丙烷、二甲胺为主要原料,在四口烧瓶中通过加热、搅拌等制备了一种小阳离子型黏土稳定剂。开展了反应温度、环氧氯丙烷/二甲胺比例及反应时间对合成产物转化率影响规律的实验研究。实验结果表明,当反应时间为5h、反应温度为58℃、环氧氯丙烷:二甲胺单体摩尔比为1∶1.3时,反应效果较佳,转化率为92.8%。防膨实验结果表明,当小阳离子黏土稳定剂用量为2%时,防膨率为93.3%;当0.5%小阳离子黏土稳定剂与0.75%氯化铵复配时,防膨率为94.1%,防膨效果较好。