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。

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。

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。

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。

新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系性能评价与研究

东北油气分公司腰深3井储层埋藏达4400m,温度高达150℃,针对该储层特点,室内进行了高温低伤害压裂液的配方优选试验,并进行了新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系的性能评价,室内实验结果表明,羧甲基羟丙基胍胶压裂液具有耐高温(160℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低磨阻的特点。适合在超深层高温火山岩气藏中应用。

胍胶压裂液伤害性研究

水力压裂过程中,压裂液的伤害影响着压裂改造的效果。胍胶破胶液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入低渗地层,胍胶对地层的伤害可逆,可通过返排过程渐渐恢复至90%。胍胶对支撑剂导流层的伤害随浓度增加而增加,且几乎不可逆;关键是施工过程中就要降低伤害。对羟丙基胍胶与羧甲基羟丙基胍胶系列配方,以及不同浓度的配方分别对支撑剂导流层伤害分析,胍胶使用量越大、浓度越高、残渣越高对导流能力的伤害越大。在F4区块现场应用证明,降低胍胶压裂液的伤害可大幅提高产能。

高温低浓度瓜胶压裂体系研究

鄂尔多斯盆地砂岩气藏具有高温低渗透的特点,使用普通瓜胶体系用量大、水不溶物质多、容易对地层造成伤害。针对此问题,开展了羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系的研究,试验结果表明,该压裂液体系耐温,抗剪切性能良好,稠化剂用量少,150℃下0. 4%羧甲基羟丙基瓜胶170 s-1下剪切60 min,黏度任可达80 m Pa·s;较羟丙基瓜胶压裂液水不溶物低、易破胶,残渣量少,可满足压裂施工的需求。

羧甲基压裂液在苏里格气田的初步应用与认识

2011年羟丙基瓜胶价格开始上涨,由昆山公司生产的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系在苏里格气田某区块现场试验两口井。苏里气田属于低渗透气藏,储层埋藏深度在3150-3510m,温度在100-115℃之间。现场应用表明羧甲基羟丙基瓜胶压裂液的携砂性能与羟丙基瓜胶压裂的携砂性能相当,但是返排效果明显优于羟丙基瓜胶压裂液体系,并且该体系具有耐高温,低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻、价格低等特点,是今后压裂液发展的方向。

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s^(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s^(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。

一种新型弱酸性压裂液的室内研究

针对目前国内广泛使用的硼系交联胍胶压裂液地层伤害大的缺点,研究了一种新型弱酸性压裂液,探讨了其交联机理。并通过室内配方调整试验,得出其交联比为100︰0.36,破胶剂过硫酸铵含量0.0008%,于90℃下前1.5min以1000s-1剪切,然后以170s-1剪切60min后,其黏度仍大于60mPa·s,破胶液平均黏度约2.31mPa·s。

页岩油储层改造用压裂液体系的研究及应用

根据江汉油田页岩油藏具有低～中孔隙度、低～特低渗透率、地质构造复杂、敏感性强等非常规油藏的特征，室内研制了羧甲基羟丙基胍胶低伤害压裂液体系，评价了羧甲基羟丙基胍胶压裂液的溶胀性能、耐温抗剪切性能、破胶性能和对储层的伤害性能，以及无机盐离子对基液黏度的影响。实验结果表明，该压裂液的使用浓度为胍胶压裂液使用浓度的1／2时即可满足压裂施工的携砂要求，并且破胶后残渣含量低，降低了对储层的伤害，在潜页X井大规模压裂施工中应用成功。

江苏油田加重压裂液室内研究

通过配伍性选盐及流变性测试,开发了一种耐温达150℃、密度达1.312 2 g/cm^3的羧甲基羟丙基胍胶加重压裂液,可满足5 500-6 000 m深井施工需求,与其他体系相比可降低施工压力18 MPa,为深井压裂提供了一条有效途径。

酸性压裂液用有机锆交联剂的合成与性能评价

为构筑与长期CO2驱储层具有更好配伍性的压裂液体系,本文通过正交合成实验,以氧氯化锆、乙二醇、乳酸及氯化铵为原料,成功合成并筛选出可在酸性条件下(pH=1~6)与羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)发生交联反应的有机锆交联剂,系统地评估了有机锆交联CMHPG酸性压裂液体系的成胶时间、成胶强度、流变性能、悬砂和破胶性能、微观结构以及对岩心的损害情况。研究表明:该有机锆交联剂具有优异的延迟交联性能,即使体系pH低至1~2,成胶时间依然可延缓至1~3 min;随着交联剂与聚合物浓度的升高,体系成胶时间缩短,成胶强度增大;在交联剂用量0.03%~0.06%、聚合物用量0.2%~0.7%的范围内,体系黏弹性能可调、成胶时间可控;该体系具有较好的剪切恢复性能,可形成均匀、致密的三维空间网状结构,且在pH为1~3的条件下悬砂性能优异、破胶性能良好。该体系可满足不同地层条件的压裂需要,但应用的温度应不超过145℃。相比于碱性压裂液体系,酸性压裂液体系对岩心的损害性更低。

压裂液对被改造储层的伤害性研究

水力压裂过程中,压裂液的伤害影响着压裂改造的效果。胍胶破胶液中的水不溶物、残渣等固相颗粒不会侵入低渗地层,胍胶对地层的伤害可逆,可通过返排过程渐渐恢复至90%。胍胶对支撑剂导流层的伤害随浓度增加而增加,且几乎不可逆;关键是施工过程中就要降低伤害。对羟丙基胍胶与羧甲基羟丙基胍胶系列配方,以及不同浓度的配方分别对支撑剂导流层伤害分析,胍胶使用量越大、浓度越高、残渣越高对导流能力的伤害越大。