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。

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。

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。

羧甲基羟丙基瓜尔胶高温耐剪切技术研究

针对羧甲基羟丙基瓜尔胶(CMHPG)在盐水中高温下出现降解,导致增稠和稳定性能下降的问题,本文采用2-甲基丙磺酸-2-聚丙烯酰胺(AMPS)和聚氧化乙烯(PEO)对CMHPG体系进行复配改性。结果表明,CMHPG与适量AMPS复配可以提升复合胶料耐温性能,CMHPG-5%AMPS样品在30%盐溶液(20%氯化钠+10%氯化钾)中经过高温处理后仍保持较好的性能。但过量的AMPS会在升温时使CMHPG分子键发生断裂,导致复合胶性能变差。当把体系溶液换为氯化钙盐溶液时,CMHPG-AMPS复合胶粉性能较差,且随着氯化钙溶液密度增大,切力变低。不同分子量的PEO可以提升CMHPG的性能,且PEO分子量越大,切力数据越好。材料的性能随着复合胶粉用量出现先升后降趋势,当复合胶粉含量达到0.8 wt%时样品性能最佳。CMHPG-6%PEO300在25 ℃下处理4小时后动切力、初切力及终切力分别为6.6、1.5及2.3 Pa,明显优于其他样品,且温度升高至160 ℃后,CMHPG-6%PEO300依然保持较好性能。此外,还研究了其他因素对于胶体性能的影响,如除氧剂的引入可以使CMHPG胶体的切力等性能有所增加。

耐高温羧甲基胍胶压裂液性能及应用

冀东油田西部探区山2主要为致密气藏,储层致密且温度高,孔渗较差,只有通过压裂改造才能见产。常规胍胶压裂液的耐高温性能差且容易对地层产生二次伤害。为解决此问题,基于螯合作用机理研制出了一种耐高温羧甲基胍胶压裂液,并对其快速增黏性、黏弹性、耐高温耐剪切性能以及对地层伤害性等进行详细研究。结果表明,耐高温羧甲基胍胶压裂液在4 min内黏度可达51 mPa·s,耐温能力可达130~180℃,破胶液的黏度小于1.5 mPa·s,能够满足目的层施工要求。最后,针对现场部分低产低效井,采用研制的羧甲基胍胶清洁压裂技术,实现了清洁压裂低伤害,堵老缝开新缝,增加改造体积,低产井产量增加了3~5倍,为西部探区持续稳产奠定了技术支撑。

羧甲基羟丙基瓜尔胶压裂液的高温性能评价

评价了羧甲基羟丙基瓜尔胶(CMHPG)压裂液在90～180℃的流变性与伤害特征。该稠化剂水不溶物含量低于1.1%,用于180℃储层的加量为0.60%,基液黏度88.6 mPa.s,交联液在170 1/s剪切100 min后的黏度大于50 mPa.s。0.25%交联液100℃时的储能模量为2.451 Pa,大于0.50%羟丙基瓜尔胶(HPG)交联液的0.7265Pa。CMHPG交联液在低破胶剂浓度下即可快速破胶水化,残渣含量为194～225 mg/L,不到HPG的1/2。CMHPG和HPG交联液对储层岩心的伤害率分别为39.8%、52.3%。CMHPG交联液悬砂性能良好。在排量2～6 m3/min时,0.45%CMHPG压裂液基液(用于150℃高温深井)的摩阻系数与0.30%HPG基液(用于70℃地层)相当。与HPG压裂液相比,CMHPG压裂液具有高弹性、高悬砂性及低稠化剂使用浓度、低基液黏度、低伤害、低摩阻的"二高四低"性能。

镇北长8酸性羧甲基胍胶压裂液的研究及应用

针对镇北长8储层特征,研制开发出了一种新型酸性羧甲基胍胶压裂液体系,确定了该压裂液的配方。室内实验表明,该压裂液在酸性条件下交联,流变性能好,能完全破胶,破胶液粘度为3.44mPa.s,破胶残渣只有144mg/L,对储层伤害低。目前已成功压裂镇北长8地区6口井,增产效果明显,说明该压裂液适合用于碱敏储层改造。

新型羧甲基胍胶超高温压裂液在松辽盆地南部深层火山岩气井的应用

松辽盆地南部深层火山岩气井长深5井储层埋藏深达5200m,温度高达183℃,针对该储层特点,室内进行了超高温低伤害压裂液的配方试验,合成了高温交联剂和高温增效剂,并进行了新型羧甲基胍胶超高温压裂液体系的性能评价。室内实验结果表明,羧甲基胍胶压裂液具有耐高温(180℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻的特点。该压裂液体系在长深5井现场应用,压裂施工取得成功,压后获得了很好的增产效果。

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。

JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液的性能评价及在吉林油田的应用

吉林油田开发的双坨子、小合隆、长岭气田具有储层岩性复杂、埋藏深、地层温度高、压裂改造难度大等特点。针对这些特点研究了JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切性能。室内试验中将JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液与羟丙基胍胶压裂液对比,JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在摩阻性、破胶性、悬砂性、黏弹性上优于羟丙基胍胶压裂液。2012~2013年JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在吉林油田累计施工42口天然气井,注入压裂液143912m^3,支撑剂19374m^3,施工压力平稳,开发效果良好,得到了广泛应用。

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。

羧甲基羟丙基瓜尔胶的流变特性

考查了羧甲基羟丙基瓜尔胶溶液的流变特性,发现其水溶液呈典型的假塑性,不同浓度下溶液表观粘度随剪切速率的变化可以用Ostwald-Dewaele方程描述;零切粘度与温度的关系符合Andrade方程;溶液的粘度在酸性条件下随溶液pH的减小迅速降低,在碱性条件下则变化不大;溶液对NaCl很敏感,表现出典型的聚电解质的特征。

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。

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。

羟丙基胍尔胶压裂液优化设计在沙南油田的研究与应用

针对沙南油田油藏,结合压裂工艺对压裂液的特殊要求,对羟丙基胍尔胶(HPG)压裂液进行优化设计,通过室内研究,优选出适合沙南油田60～70℃中温地层条件的新型HPG压裂液配方,前置液:0.42%HPG+0.08%纯碱+0.20%有机硼交联剂+0.02%过硫酸铵破胶剂;携砂液:0.36%HPG+0.08%纯碱+0.14%有机硼交联剂+0.014%过硫酸铵破胶剂。在沙南油田现场实施3口井,均取得成功,并获得良好的增产效果。

有机锆对羧甲基羟丙基瓜胶的交联性能研究

以氧氯化锆和柠檬酸等为原料,合成了适用于羧甲基羟丙基瓜胶在酸性条件下交联的有机锆交联剂,考察了pH值、温度、羧甲基羟丙基瓜胶和交联剂加量等对体系成胶时间的影响,评价了形成冻胶的抗温抗剪切性能、滤失性能和破胶性能。实验发现,在pH值为3.0时,羧甲基羟丙基瓜胶/有机锆体系具有可控的延缓交联特性,质量分数为0.5%和0.6%的羧甲基羟丙基瓜胶在交联比为100∶1.6～2时形成的冻胶具有较好的剪切稳定性,较低的滤失量,且破胶彻底,残渣含量低。

羧甲基羟丙基瓜尔胶合成工艺的研究

研制出一步水媒法合成羧甲基羟丙基瓜尔胶工艺，改性反应针对胚乳片进行，直接加工得到成品。考察了合成过程中氢氧化钠、环氧丙烷、氯乙酸、反应温度、反应时间等因素对产品粘度和水不溶物含量的影响，得到比较适宜的工艺条件：氢氧化钠、环氧丙烷、氯乙酸与胚乳片质量比分别为0．30H，0．20：1，0．40：1，反应温度为80—85℃，反应时间为100-110min。合成的羧甲基羟丙基瓜尔胶，水不溶物为2%—3％，粘度为110—120mPa·s，在粘度比瓜尔原粉略微下降的情况下，水不溶物由20％-25％大幅下降到2％-3％，水溶性得到明显改善。