一种基于物理交联的多功能携砂驱油压裂液体系

页岩油开采过程中压裂液的高携砂能力、破胶返排性能和地层伤害间的矛盾难以避免。以三嵌段表面活性剂纳米胶束(PN)与四元聚合物(PPS)相协同,依靠聚合物与纳米胶束的物理交联作用强化网络结构,开发了一种兼有高携砂性、低伤害性和高驱油性的新型多功能携砂驱油压裂液体系PN-PPS。PN-PPS依靠致密的网络结构而展现出优异的携砂能力及耐温抗剪切性,陶粒在PN-PPS溶液中携砂时间高达510 min。得益于体系的网络结构由物理交联作用强化,PNPPS破胶迅速且彻底,破胶液残渣低于34.5 mg/L且其岩心伤害小于18%。进一步地,破胶液作为驱油剂展现出优异的驱油功能,在90℃下洗油效率高于99%、渗吸驱油率达20.46%、岩心驱替中采收率在水驱的基础上提高12.54%。因此,PN-PPS的应用能够在保证高效携砂压裂的同时实现不返排原位驱油,通过将压裂和驱油工艺相结合,PN-PPS的应用为页岩油开采提供了创新的解决方案,对压驱一体化技术的发展具有重要意义。

大庆致密油井页岩井壁稳定性实验研究

大庆致密油区块青山口组、泉头组页岩容易发生井壁失稳情况。目前用于评价页岩井壁稳定性的常规方法为热滚分散和线性膨胀实验。此类实验通常存在人为缺陷,会误导对页岩膨胀活性的认识和配伍性流体的选择。采用更接近井下地层条件的3种实验方法(多级三轴应力实验、压力传递实验(PTT)、厚壁圆筒实验(TWC)),对大庆致密油页岩进行研究。通过多级三轴应力实验,绘制摩尔-库伦破坏包络线,确定了维持井壁稳定性所需钻井液密度。压力传递实验反映了特定流体系统中所预期的钻井液压力侵入速率和孔隙压力升高的延迟情况。厚壁圆筒实验研究了过平衡压力下暴露在钻井液中的岩心样品的破坏特性。这3种实验方法,模拟了在钻井过程中钻井液对井下页岩地层应力的影响,对研究井壁稳定性的影响因素更具指导意义。

抗超高温高密度油基钻井液用新型降黏剂的性能

针对高温高密度油基钻井液黏度升高的问题,合成了3种降黏剂A、B和C,降黏剂A为缩聚脂肪酸,由十二羟基硬脂酸、聚羟基硬脂酸、硬脂酸、十二羟基硬脂酸与硬脂酸反应后的产物和硬脂酸的均聚物中一种或几种的组合共聚得到,降黏剂B是由脂肪酸或油与聚胺在100~200℃反应,再与马来酸、酸酐在80~150℃反应,用40%的油醇、脂肪酸或缩聚脂肪酸稀释得到,降黏剂C是由缩聚脂肪酸与醇铵、聚氨反应得到的衍生物,对他们的作用机理进行了探讨。以高密度油基钻井液(2.2 g/cm^3)为基浆,加入劣质土污染或用重晶石将密度提高到2.4 g/cm^3,考察3种降黏剂在此条件下的降黏效果。研究结果表明,降黏剂A和降黏剂C可以很好地降低由于劣质固相引起的流变性能超标,可以提高油基钻井液的重复使用次数,降低成本;降黏剂B能很好地调节由加重剂引起的高密度钻井液的增黏,降低对泵压的要求;降黏效率可达77%,抗温达225℃。

国外超高温压裂液添加剂的研发进展与分析

本文主要介绍了国外主要服务公司的超高温压裂液体系的添加剂,分析了常规压裂液体系不耐超高温的原因,大多数天然聚合物的耐温极限最高耐温177℃,为了提高压裂液的耐超高温性能,需要采用更稳定分子链的人工合成聚合物作为稠化剂;超高温交联剂要采用耐高温的锆交联剂,与聚合物分子丙烯酸单元上的羧基官能团发生反应形成交联;为了更好地控制交联反应的发生,有时加入合适的交联促进剂;纳米交联体系采用纳米交联剂代替常见的金属交联剂来对聚丙烯酰胺聚合物稠化剂进行交联,来帮助降低稠化剂用量,维持压裂液的高温稳定性;介绍了一种新型的温度稳定剂吩噻嗪;高温合成聚合物压裂液均采用氧化剂破胶;一般加入pH调节剂或缓冲剂,来调节交联反应。

超分子压裂液体系的构筑及性能研究

为解决聚合物压裂液难以彻底破胶,地层伤害大,和清洁压裂液存在成本高、用量大、耐温性差、滤失严重等问题,结合超分子聚合物化学原理,设计了一种超分子压裂液体系,以疏水聚合物(HAPM)和表面活性剂为基础构筑超分子压裂液体系,其中0.4wt%HAPM与0.3wt%S123构筑的超分子体系(HAPM-S123)增粘效果最佳,并对其进行流变性、携砂性、破胶性、岩心伤害性进行了评价。实验结果表明:在120℃,170s^(-1)下,连续剪切2h,粘度可保持51mPa·s左右,陶粒在HAPM-S123压裂液体系中的沉降速率为0.014cm/min,加入破胶剂后,在2h内完全破胶,破胶液粘度为2.19 mPa·s,表界面张力分别为28.46mN/m和0.08mN/m,残渣含量为159.27mg/L,破胶液对岩心基质伤害率仅为16.67%。