耐高温压裂液增稠剂的制备及耐温构效关系

高温稳定性是疏水缔合聚合物压裂液最重要的性能之一。本试验用水溶液聚合制备了带有刚性侧基的疏水缔合聚丙烯酰胺(HACA),并研究了其流变性和耐温性。研究发现,4%(w)HACA水溶液在150℃、170s-1条件下剪切2h,表观粘度为99mPa.s;与普通聚丙烯酰胺(PAM)溶液相比,两者稀溶液特性粘数相近,而HACA半稀溶液表观粘度更高,说明HACA在水溶液中发生了疏水缔合作用;相对于普通PAM以及只含单一疏水基团或者刚性基团的PAM来说,HACA体系有更强的增粘能力、更快的粘度回复速度以及更好的高温稳定性。本试验的研究成果对疏水缔合型聚合物压裂液体系的开发研究工作有一定的指导意义。

耐高温压裂液研究现状与发展趋势

通过对国内外耐高温压裂液体系的系统调研,从稠化剂改性、交联剂改进、温度稳定剂研发、纳米材料杂化等方面阐述了耐高温压裂液体系的研究进展及应用现状,并对耐高温压裂液体系的发展趋势进行了预测和展望。

一种用于致密油气藏的抑制水锁型耐高温压裂液

致密油气藏压裂用抑制水锁型耐高温压裂液,是针对常规水基压裂液体系在致密油气藏压裂时易产生水锁伤害,致使压裂后不能增产的难题研发的。采用水锁抑制剂与水溶性阳离子复合后,减小了压裂液在储层孔隙中的毛管阻力,有效地解决了低渗透或致密油气藏压裂时水基压裂液易发生水锁的问题。同时通过采用多头交联的有机硼交联剂,使压裂液可交联成复杂体型凝胶,从而大幅增加凝胶的强度和耐温抗剪切性能。现场应用结果证明本产品在低渗透或致密油、气藏压裂,可大幅提高增产效果,经济效益显著。

耐高温低摩阻压裂液技术现状及发展趋势

随着深层、超深层储层改造技术的发展,对耐高温、低摩阻压裂液提出了迫切的需求。植物胶压裂液、聚合物压裂液以及复配压裂液在耐温、降阻性能方面各有利弊,并且是由稠化剂、交联剂及其它辅助添加剂综合作用的结果。本文在对近年来耐温170℃及以上压裂液技术的研究及应用进行综述的基础上,对耐高温、低摩阻压裂液的开发提出了建议和展望。

耐高温速溶瓜胶压裂液体系研究及应用

耐高温速溶瓜胶压裂液是实时混配压裂施工时使用的压裂液体系,特别适用于非常规水平井等大型实时混配压裂施工。本文在羟丙基瓜基础上,合成了速溶瓜胶产品SRG-1,1min溶解百分数可达86%,0.6%溶液表观粘度为109-111MPa·s,水不溶物为3.0%-5.0%;速溶瓜胶SRG-1溶解1min后与交联剂交联形成的压裂液体系,140℃、170s-1剪切2h后表观粘度为96 MPa·s,且具有破胶彻底、对天然岩心渗透率伤害低的特点;在非常规水平井义123-3HF井进行应用,取得了良好效果。

深层致密气藏超高温压裂液复合稠化剂

为满足大庆油田松辽盆地深度埋藏储层的压裂改造需要,研制适合超高温压裂的羟丙基胍胶(HPG)/聚丙烯酰胺(PAM)复合稠化剂,进行热重和差热分析实验和流变实验.结果表明,羟丙基胍胶和聚丙烯酰胺热降解温度在200℃以上;使用单组分的羟丙基胍胶作为稠化剂制备压裂液,在190℃及170s-1剪切条件下连续剪切40min,压裂液的黏度降至50mPa.s以下;使用羟丙基胍胶/聚丙烯酰胺复合稠化剂作为稠化剂制备压裂液,在200℃及170s-1剪切条件下连续剪切150min,压裂液的黏度保持在50mPa.s以上.羟丙基胍胶和自制小分子聚丙烯酰胺在溶液中形成梯形聚合物,抑制羟丙基胍胶高分子链的水解和氧化降解是复合稠化剂提高压裂液使用温度上限原因,该复合稠化剂的研制能够满足大庆油田松辽盆地深部埋藏200℃超高温气藏压裂增产改造的需求.

适合超深气井用的超高温复合型压裂液研究

为满足大庆油田深层气井压裂改造需要,研制了适合超高温压裂的羟丙基胍胶(HPG)/聚丙烯酰胺(PAM)复合稠化剂,并测试出聚丙烯酰胺和羟丙基胍胶复合物最优质量比为2/3。通过选择羟丙基胍胶和聚丙烯酰胺复合物作为稠化剂,利用聚丙烯酰胺与胍胶高分子形成梯形聚合物提高稠化剂在高温时的稳定性,从而将压裂液使用温度的上限提高到200℃,同时,评价了复合稠化剂压裂液高温流变性和破胶性能,使用羟丙基胍胶/聚丙烯酰胺复合稠化剂作为稠化剂制备压裂液,在200℃、170s-1剪切条件下连续剪切120min,压裂液的粘度保持在50mPa·s以上,可以满足大庆油田深部埋藏高温气藏增产改造的需求。

固体硼交联剂制作方法及性能

研制出一种压裂用固体无机硼交联剂G-CYS,评价了其交联特性,设计了适用于100、120、140、160℃不同温度条件的4种压裂液体系。在相应温度下4种体系均具有良好的耐高温和耐剪切性能,破胶彻底、破胶液黏度低,在160℃以1 000 s-1的速率高速剪切2 min,在170 s-1剪切120 min后黏度保持在120 m Pa·s以上,满足中高温储层压裂需要。体系的交联时间可以通过p H值和温度2方面控制,交联完成后可以保持60 min以上不脱水,避免由于现场施工延迟导致体系脱水、性能变差等问题。

苏里格地区探井上古砂岩气藏增产技术新进展

2008年以前,长庆苏里格低渗透砂岩气田形成了以机械分层压裂、低伤害压裂液、适度规模压裂等压裂工艺及配套技术。伴随着苏里格气田勘探范围扩大、勘探难度增大,苏里格西部、苏里格东部、苏里格南部均呈现出不同的储层特点。为此,针对苏里格西部储层气水关系复杂的特征,提出并应用了水力喷砂射孔求初产、组合控缝高工艺、化学固化下沉剂控缝高压裂技术,初步形成了苏西控水增气系列技术;针对低压低产深并排液困难问题提出的压裂排液一体化技术大幅提高了排液效率;所开发低伤害的酸性压裂液和耐高温无机硼交联压裂液增产效果明显。