基于淀粉微球交联剂的低浓度羟丙基胍胶压裂液性能研究

目的针对低渗透油藏,需要降低压裂液稠化剂用量,减少对储层的伤害,并确保压裂液具备延迟交联、携砂等性能和耐温耐剪切性能。方法利用反相乳液聚合法合成淀粉微球,通过硅配体和硼羟基修饰淀粉微球表面,制备了一种交联性能优良、伤害性低的微球型硅硼交联剂(KBSM)。结果KBSM交联剂能够实现多活性位点交联,增强交联密度,从而降低羟丙基胍胶(HPG)的用量,具有延迟交联特性。其延迟交联时间在2~6 min内可调。质量分数为0.2%的HPG交联冻胶在120℃、170 s-1剪切120 min后的黏度为80 mPa·s。交联冻胶中砂质量分数(以下简称携砂比)为40%时,陶粒沉降速度为0.1167 cm/min。加入质量分数为0.25%的过硫酸铵破胶剂可使交联冻胶在90℃下、120 min内完全破胶,且残渣质量浓度为214 mg/L。同时,破胶液的岩心损害率为26.55%。结论基于淀粉微球交联剂的低含量羟丙基胍胶压裂液对于降低低渗储层伤害有一定的指导意义。

羧甲基羟丙基胍胶压裂液的研究与应用

苏北盆地致密砂岩段、有机质泥页岩段含油丰富,具有较大的开发潜力。该类油藏敏感性强,渗透率低,普通的胍胶体系容易对地层造成强水敏、强水锁伤害。针对此类储层特点,开展了羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方研究,形成了适应不同温度的交联体系,具有水不溶物低,用量少,残渣低,易破胶;耐高温、高剪切,粘弹性好;返排率高,粘土抑制性能强等优点。经现场应用,可满足江苏油田非常规储层的压裂需要。

羟丙基胍胶压裂液重复利用技术研究

针对南泥湾采油厂压裂施工后返排液多、处理费用高,研究了羟丙基胍胶压裂液重复利用技术.首先,以羟丙基胍胶为稠化剂,硼砂为交联剂,缓释型SS-1为破胶剂制备可重复利用的压裂液基液.然后在40℃条件下,优化重复利用时破胶液与基液的混合比例,以及向混合液中加入交联剂、破胶剂和交联促进剂的量,满足现场施工60 s内交联、3 h后破胶的要求.通过室内实验确定了重复利用压裂液体系最佳配方:破胶液与基液混合体积比为1∶3,加入交联剂硼砂质量分数0.035%～0.045%,缓释型破胶剂SS-1质量分数0.25%～0.35%,交联促进剂质量分数0.03%～0.06%.性能评价结果表明,该压裂液体系具有良好的流变性和抗剪切性,滤失量小,破胶彻底和残渣低等优良性能,实现了压裂液的重复利用.

纳米二氧化硅交联剂的合成及其交联形成羟丙基胍胶压裂液的性能研究

利用Stber法制备了单分散二氧化硅颗粒,对纳米二氧化硅表面进行化学修饰,合成了新型纳米二氧化硅有机硼交联剂。对合成的纳米交联剂的性能进行了评价,并对其交联的低浓度羟丙基胍胶压裂液的延迟交联性能、耐温耐剪切性能、破胶性能、滤失性能等进行了研究。纳米二氧化硅交联剂交联的0.25%羟丙基胍胶压裂液,随着交联比变化,延迟交联时间在80-130s可调,并且耐温性能最高可达120℃。证明通过简单方法合成的纳米二氧化硅交联剂具有优良的性能,可有效交联低浓度羟丙基胍胶压裂液。

超低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的研制及在苏里格气田的应用

在分析苏里格气田上古储层地质条件的基础上,依据"羟丙基胍胶的临界重叠浓度就是交联的最低浓度"理论和有机硼交联机理,通过对交联络合剂和合成条件的优选,研发出新型的高效交联剂,采用该交联剂体系,羟丙基胍胶稠化剂质量分数较常规气井降低40%时,仍保持了良好的耐温和流变性能。该压裂液体系残渣残胶含量大大降低,降低了对储层的伤害程度。截至到2011年底,该压裂液已成功应用于苏里格气田42口直井、3口水平井,取得了较好的改造效果。

油田压裂用低残渣羟丙基胍胶合成工艺与性能研究

针对普通胍胶残渣含量高、易对地层造成损害这一问题 ,室内研制出了低残渣羟丙基胍胶。文中介绍了低残渣羟丙基胍胶的合成反应原理 ,研究了合成过程中相转移催化剂、醚化剂、碱量、反应温度、反应时间等因素对产品粘度和残渣含量的影响以及使用性能 ,最后提出了油田压裂用低残渣羟丙基胍胶的合成工艺技术条件。

低浓度羟丙基胍胶压裂液交联剂合成与性能评价

为进一步降低有机硼交联的羟丙基胍胶压裂液对地层和支撑裂缝导流能力的伤害，通过室内实验合成了一种新型树枝状有机硼交联剂。最佳合成条件为：硼酸15％，树枝状大分子G16％，配体用量25％，催化剂用量o．4％，反应温度lOO℃，反应时间4h。该树枝状状有机硼交联剂在0．2％～0．25％的羟丙基胍胶条件下，耐温温度为120～150℃，并且0．2％的羟丙基胍胶压裂液在80℃条件下，剪切120min黏度保持在100mPa·S以上，证明通过新方法合成的树枝状交联剂交联的超低浓度羟丙基胍胶具有良好的耐温耐剪切性能。

可再生低分子量羧甲基羟丙基胍胶体系流变性研究

低相对分子质量胍胶压裂液正成为一种新型清洁压裂液。研究了硼砂交联低相对分子质量羧甲基羟丙基胍胶凝胶体系再生前后的流变性。考察了硼交联低相对分子质量羧甲基羟丙基胍胶凝胶体系的影响因素,研究了再生前后凝胶体系的粘度曲线、粘弹性和滞后环,并使用共转Jeffreys模型表征了凝胶体系的流动曲线。结果表明,再生后体系具有良好的粘弹性和剪切变稀特性,再生前后的流变特性基本不变,说明该体系具有良好的可再生性。共转Jeffreys模型可表征凝胶体系的流动曲线,计算值与实验值吻合良好。

疏水改性羟丙基胍胶的制备及性能

在碱性条件下,以溴代十六烷(C16H33Br)为醚化剂、羟丙基胍胶(HPG)为原料制备了疏水改性羟丙基胍胶(Hm-HPG-R16),确定各原料最佳质量比m(HPG)∶m(C16H33Br)∶m(NaOH)=3∶3∶0.25。Hm-HPG-R16样品的外观形貌较HPG更加规整。HPG和Hm-HPG-R16溶液性能研究表明,当溶液浓度高于临界缔合浓度cac时,Hm-HPG-R16溶液表观黏度(η)随浓度的增加趋势较HPG大,且溶液的稳定性较HPG得到了很大改善。

一种化学生热增能助羟丙基胍胶压裂体系的室内研究

将Na NO2-NH4Cl化学生热体系引入到常规胍胶压裂液体系中,提出一种新型可控型化学生热增能助压裂液体系。通过数字式温度计测量对该化学生热体系生热峰值及达到生热峰值的时间,分别考查了生热剂浓度、催化剂种类及浓度、环境温度的影响。采用冷冻断裂蚀刻透射电子显微镜(FF-TEM)和光学显微镜对交联冻胶压裂液及其破胶后的微观结构进行观察,系统研究了影响压裂液交联和破胶的因素,测定了不同条件下冻胶的流变性能。基于该化学生热助压裂技术的室内研究,证实了Na NO2-NH4Cl可控型化学生热增能助压裂体系用于改善低温低压油层破胶效果的可行性。

油田压裂用羟丙基胍胶的合成及性能评价

主要介绍了油田用羟丙基胍胶实验室制备方法。考察了胍胶含量对压裂液中水不溶物含量的影响,交联剂对胍胶压裂液粘度的影响,羟丙基胍胶压裂液耐温耐盐性。结果表明,羟丙基胍胶压裂液中水不溶物含量小于原粉胍胶压裂液水不溶物含量的1/2;交联剂的加入有利于提高羟丙基胍胶压裂液粘度;羟丙基胍胶压裂液耐温性不很理想;耐盐性明显好于原粉胍胶压裂液。

低浓度羟丙基胍胶压裂液体系研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液效果,降低压裂成本,针对不同地层温度开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的羟丙基胍胶压裂液体系。压裂液体系分别为:耐温80、90℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.30%,交联剂用量为0.35%;耐温100、110℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.35%;耐温120℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.40%;耐温130℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.35%,交联剂用量为0.40%;其他助剂加量分别为:起泡剂0.50%,助排剂0.50%,粘土稳定剂0.50%,温度稳定剂0.08%,杀菌剂0.10%,Na_2CO_30.12%。通过对体系破胶研究,过硫酸铵用量为0.0033%,胶囊破胶剂用量为0.0111%,破胶时间为3h,与常规羟丙基胍胶体系相比破胶残渣下降率大于50%;通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,故低浓度胍胶压裂液体系有利于降低对储层的伤害。

羟丙基胍胶在海水中的溶解及流变性能研究

以海水为溶剂,观察了羟丙基胍胶在海水中的溶解过程,并对羟丙基胍胶的流变性能进行了研究.结果表明:海水中的无机盐离子对羟丙基胍胶分子链伸展程度有一定的影响,羟丙基胍胶溶胀阶段先显示丝状结构,然后逐渐转变成片层结构;羟丙基胍胶海水溶液粘度随温度、剪切速率的增加逐渐降低,而后逐渐趋于稳定;羟丙基胍胶海水溶液在碱性条件下粘度高于中性条件下,在酸性条件下的粘度低于中性条件下.其中,0.5%羟丙基胍胶海水溶液粘度为0.5%羟丙基胍胶水溶液的47.6%,0.5%羟丙基胍胶海水溶液剪切速率在50 s^-1后,粘度稳定在37.2 mPa·s,0.5%羟丙基胍胶海水溶液在温度高于80℃,粘度保持在42.8 mPa·s,在pH=12时粘度增加明显.

有机硼羟丙基胍胶压裂液的交联动力学研究

本文以有机硼交联剂和羟丙基胍胶的交联反应为基础,选择了影响该反应过程的六个主控因素——有机硼活化能Ea、温度、pH、有机硼交联剂浓度、羟丙基胍胶浓度以及时间t,通过中心法则实验设计,建立了这六个因素与冻胶170 s?1剪切粘度的数学模型。该模型的建立对有机硼交联剂的研制、压裂体系的构建、压裂液性能评价和预测,压裂施工条件的优化均具有重要的实际意义。

羟丙基胍胶对水包油乳状液稳定性的影响

通过对含羟丙基胍胶(HPG)乳状液性质及油水界面性质的研究,考察了HPG对水包油乳状液稳定性的影响。结果表明,HPG能增强水包油乳状液的稳定性;HPG增加了油水界面膜强度,随着ρ(HPG)增加,油珠的半衰期t1/2增加,破裂速率常数k减小;HPG可小幅度降低界面张力,ρ(HPG)=1 000mg/L时,界面张力值为16.58mN/m;连续相黏度随着ρ(HPG)的增加而增大,使油珠上浮速度和碰撞几率变小,油珠聚并困难。含HPG的水包油乳状液中显微镜观察图像,也证明了ρ(HPG)的增加使得乳状液中的油珠量增加,即增强了乳状液的稳定性。

额羧甲基羟丙基胍胶压裂液的研究与应用解析

针对羧甲基羟丙基胍胶压裂液的研究与应用问题，本文选取实验验证的视角展开了简要的论述分析，文章的前半部分分析了实验中需要的使用的仪器设备以及基本的实验技术方法，文章的后半部分针对实验中具体涉及的部分技术细节展开了简要的论述分析，仅供参考。

pH值对羟丙基胍胶压裂液性能的影响

为了弄清压裂液的pH值在水力压裂施工不同阶段所起的作用,开展了pH值对羟丙基胍胶溶胀、交联、携砂、破胶性能的影响研究。结果表明,pH=7数10时,羟丙基胍胶在20 min内完全溶胀;pH=11数14时,羟丙基胍胶至少需要50 min才能完成溶胀。Ostwald-Dewaele方程能描述冻胶黏度随剪切速率变化关系,pH=7数12时的稠度系数较大,大于16744 m Pa·sn;pH=13数14时的稠度系数明显减小,小于3130 m Pa·sn。静态沉降实验表明,pH=9数12时的静态沉降速度较小,为1.31数5.94 mm/h;pH=7、8、13时的静态沉降速度较大,大于10.64 mm/h;pH=14时,支撑剂20 s内完成沉降。破胶实验研究发现,冻胶在pH=7数10时的破胶速度大于pH=1数14时的破胶速度;pH=7数12时,残渣含量较小,为400 mg/L左右。满足各施工阶段的pH值范围为9数10。

羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术

随着油气储层压裂改造技术的广泛应用,压裂用水短缺和压裂返排液的有效处理已成为油气田亟待解决的问题。为了缓解新疆油田油田压裂用水与降低返排液处理成本,开展了羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术研究。研究结果表明,电解氧化处理可实现返排液的快速降黏与杀菌,然后利用气浮、沉降等方式即可将返排液中的悬浮物有效去除。通过调节处理后返排液的pH至6.5左右,实现了羟丙基胍胶粉在返排液中的分散起黏,即快速配制羟丙基胍胶基液。通过引入0.05%数0.2%的缓交联剂葡萄糖酸钠,利用缓交联剂与残余交联剂之间的络合作用,有效解决由残余交联剂的引起的交联过快问题,返排液配制的压裂液交联时间可控制在10数120 s之间。通过添加稳定剂亚硫酸钠消除返排液中残余的破胶剂,有效提升了压裂液的耐温能力。利用该方法累计完成2.2万方返排液的处理,配制出的羟丙基胍胶冻胶压裂液应用于新疆油田75口井的压裂改造中,井底温度范围22数97℃,施工成功率100%。

羧甲基羟丙基胍胶的制备及其水溶液的流变特性研究

以胍胶片为原料,通过醚化改性制备了阴离子型羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG),研究了质量浓度、剪切速率、盐度、硬度以及温度对其水溶液流变性能的影响。结果表明:随质量浓度增加,表观黏度呈线性增长;随剪切速率增加,表观黏度减小;在Na Cl和Ca Cl2质量分数大于1.0%和0.1%时,黏性指数n递增和稠度系数K递减趋势明显,并且Ca Cl2对CMHPG溶液流变特性的影响远大于Na Cl;温度低于50℃时,表观黏度变化较小;温度高于50℃时,表观黏度下降明显。通过考察各影响因素对胍胶溶液的影响,拟合出其与流动特性指数n和稠度系数K的经验关系式,以便更好的描述CMHPG溶液的流变特性。

羟丙基胍胶压裂液滤饼对岩心伤害试验研究

以有机硼羟丙基胍胶羟压裂液为试验介质,研究了不同羟丙基胍胶浓度、试验压力、温度、挤入时间、岩心渗透性等条件下,压裂液滤饼特征参数和岩心的伤害程度。试验结果表明,当提高聚合物浓度、试验压力、温度、时间、岩心渗透性时,均可使得压裂液滤饼质量、岩心端面滤饼单位质量、滤饼中固体含量等滤饼参数增加,滤饼伤害程度加剧;因滤失液造成的岩心内部伤害率除随着聚合物浓度的增加而降低外,其它条件值增加时均使得伤害率升高;并且在压裂液对岩心的总伤害中,各个试验条件下由滤饼产生的伤害程度远远高于滤失液对岩心内部产生的伤害程度。