鄂尔多斯盆地东缘深煤层用一体化变黏压裂液研究及应用

结合深煤层大规模压裂开发工艺要求,研发了一套一体化变黏压裂液体系,该压裂液体系由乳液稠化剂、多功能添加剂等组成,可通过调整乳液稠化剂的浓度实时调整为低黏-中黏-高黏滑溜水体系。实验测试表明,该压裂液体系在速溶、增黏、降阻、耐剪切性等方面表现优异:速溶时间20~30 s;在剪切速率为1 s^(-1)→1000 s^(-1)→1 s^(-1)下表观黏度基本不变;流动剪切下降阻率>70%且变化不大。此外,该体系具有较低的表面张力和较好的防膨性能,表现为对煤岩具有较小的岩心伤害率。配合体积改造压裂工艺,在在鄂尔多斯盆地深煤层压裂开发中得到规模化应用,增产效果良好。

低浓度胍胶压裂液有机硼交联剂BOA的合成及其性能评价

针对胍胶压裂液体系胍胶使用浓度偏高、破胶后残渣含量较高的问题,开展低浓度胍胶压裂液体系有机硼交联剂的合成和性能评价研究。以硼酸、正丁醇、乙二醇及二乙烯三胺为原料合成有机硼交联剂并对其反应物加量进行优化,确定出有机硼交联剂BOA合成中反应物的优选质量分数分别为二乙烯三胺34.5%、硼酸14.3%、乙二醇38.7%和正丁醇6.9%。对交联剂进行性能评价,结果表明:有机硼交联剂BOA与0.2%胍胶交联形成的胍胶压裂液的黏度可达84 mPa·s;有机硼交联剂BOA与0.2%胍胶交联形成的胍胶压裂液具有良好的抗温抗剪切性,在100 s^(-1)下逐渐升温至90℃、剪切60 min时及在60℃、100 s^(-1)下剪切90 min时胍胶压裂液的黏度均维持在90 mPa·s,且具有滤失低(滤失系数为2.0×10^(-4)m/min^(1/2))、携砂性能好(悬砂沉降速度为0.045 mm/s)、破胶速度快(在90 min内可完全破胶)、破胶液黏度<5 mPa·s、残渣含量较低(151 mg/L)的优势,可满足压裂液现场施工要求。

胍胶压裂液有机硼交联剂JSA-1的合成与性能评价

以硼酸、正丁醇、乙二醇、二乙烯三胺为反应原料,采用一锅法合成了有机硼交联剂(JSA-1)。考察了胍胶质量分数(即含量,以胍胶占胍胶基液总质量计)、JSA-1用量(即添加量,以胍胶基液质量为基准,下同)、pH对JSA-1交联性能的影响。结果表明,胍胶质量分数越大(0.09%~0.4%),胍胶压裂液的交联状态越好、交联时间越短、表观黏度越高、耐温能力越强;JSA-1用量越大(0.04%~0.4%),胍胶压裂液的交联状态越好、交联时间越短、耐温能力越强;pH(pH=4~14)越高,胍胶压裂液的交联时间越长、耐温能力越强。JSA-1对pH和胍胶质量分数的适用范围较广,在低温配方中,可以使低质量分数的胍胶实现有效交联,胍胶质量分数为0.13%的胍胶基液与JSA-1交联后,在常温、100 s^(–1)剪切下表观黏度可达到50 mPa·s;在高温配方中,胍胶质量分数为0.4%的胍胶基液与JSA-1交联后制备的压裂液具备较好的耐温耐剪切能力,在120℃、100 s^(–1)剪切条件下表观黏度可以稳定保持在300 mPa·s左右。

醇胺改性有机硼交联剂研制及适用性评价

以硼砂、多元醇、多元醇胺为原料,合成了醇胺改性有机硼交联剂,采用单因素法考察了各合成因素对耐温性能和交联时间的影响。确定了最佳合成条件为:20%硼砂+5%多元醇+10%多元醇胺,70℃反应2 h。研发的有机硼交联剂配制的海水基压裂液具有良好的流变性和破胶性,交联时间60~120 s可调,在120℃、170 s^(-1)下剪切120 min后黏度能保持在70 mPa·s以上,破胶液黏度低于3 mPa·s,具有较好的应用性能。

耐高温低伤害清洁水性稠化剂的制备及性能

以丙烯酰胺、丙烯酸、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵和十八烷基甲基丙烯酸酯为原料制备了一种疏水缔合聚合物(AAOS),再使用低分子醇(乙二醇、丙三醇、正丙醇)、表面活性剂(椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基硫酸钠)、聚乙二醇(PEG)、聚乙烯醇缩丁醛(PVB)和疏水缔合聚合物(AAOS)配制了一种自交联耐高温清洁水性稠化剂(FPM-1)。对FPM-1的形貌、溶解性、表观黏度、耐盐性、流变性进行了测试。结果表明,质量分数为0.30%的FPM-1水溶液能显著增强AAOS聚合物分子间的疏水缔合交联作用,增大聚合物的流体力学体积。FPM-1水溶液为高黏弹性流体,悬砂性能好;质量分数为0.27%的AAOS在水中的溶解时间为7 min,最终表观黏度为90 mPa·s,质量分数为0.60%的FPM-1(具有等效聚合物含量)在水中的溶解时间仅需3 min,且最终表观黏度为165 mPa·s。在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h后,质量分数为0.27%的AAOS水溶液的表观黏度为51 m Pa·s,质量分数为0.60%的FPM-1水溶液表观黏度为77 m Pa·s;质量分数为1.40%的FPM-1水溶液在180℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h,最终表观黏度为53 mPa·s;质量分数为0.60%的FPM-1在5×10^(4)mg/L矿化度盐水中黏度保持率为60%。FPM-1体系能显著提高聚合物的黏度和溶解速度,具有低的表/界面张力,有利于破胶液的返排和回收再利用。FPM-1水溶液具有优异的耐盐、耐高温、耐剪切性能。

压裂用耐温乳液稠化剂的制备及性能

为发展耐温疏水聚合物压裂液体系,本文在丙烯酰胺、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)中引入了疏水单体甲基丙烯酸十八烷基酯来提高稠化剂的耐温性,合成了聚合物稠化剂PAS。实验结果表明,制备改性聚合物的条件为:单体占总质量的30%,乳化剂占油相的10%,亲水亲油平衡值(HLB)为6,引发剂占单体质量的0.2%,油水相比为1∶2。其黏均分子量为450×10^(4)g/mol。测试了该聚合物1.5%的浓度在120℃、170s^(-1)下剪切1.5h后黏度保持在80mPa·s,具有较好的耐温性,并具有剪切回复性能;其粒径分布为500~1200nm;在破胶剂过硫酸钾的用量为0.03%时,在90℃下,其黏度可以下降到5mPa·s,完成破胶。

耐高矿化度超支化聚合物滑溜水压裂液减阻与流变性关系研究

滑溜水压裂液是页岩气等非常规油气藏开采的重要材料,为明确高矿化度下聚合物滑溜水压裂液流变性与减阻性能关系,研究了超支化聚合物在不同浓度和不同矿化度下的流变性能,同时在大型摩擦阻力测试装置中测试其压差数据和摩擦阻力性能,在20万矿化度下减阻率可以达到70%左右。分析了聚合物的浓度、高矿化度对超支化聚合物流变性与减阻率的影响。并将计算得到的超支化聚合物在管路中流动的摩擦阻力系数(f)、广义雷诺数(Re)与聚合物溶液流变学参数(n)相关联,建立了表征高矿化度条件下超支化聚合物溶液摩擦阻力系数新方程,并获得了高矿化度下滑溜水摩阻系数与Re的幂律关系式。

芳纶Ⅲ无纬布在柔性防弹衣中的应用

为了研制轻量化、舒适以及人机工效性好的防弹织物,从提升柔性防弹衣的防弹性能入手,通过对2层芳纶Ⅲ无纬布靶板、4层芳纶Ⅲ无纬布靶板、芳纶Ⅲ机织物靶板、2层芳纶Ⅱ无纬布靶板和4层芳纶Ⅱ无纬布靶板5种防弹材料进行弹道冲击试验,从弹道极限V 50值、比吸能值、凹陷深度及弹着点形貌4个方面进行对比分析,在此基础上对4层芳纶Ⅲ无纬布靶板进行结构优化。结果表明:当面密度相近时,4层纤维铺层材料的防弹性能比2层纤维材料的好;4层芳纶Ⅲ无纬布靶板的防弹性能最好;无纬布在受到弹道冲击时应力集中显著,纤维以剪切断裂为主要损伤模式;机织物在受到弹道冲击时,主要以拉伸断裂为主要损伤模式;将芳纶Ⅲ机织物放置于靶板迎弹面一侧、4层芳纶Ⅲ无纬布放置于贴身面一侧的结构有利于提升复合型防弹材料的防弹性能;当芳纶Ⅲ机织物与4层芳纶Ⅲ无纬布的质量比为1∶3时,其防弹性能最好。

耐温缓交联有机锆冻胶压裂液的制备与性能评价

针对目前现场常用的压裂液耐温性差、交联时间短及残渣含量高等诸多问题,以氧氯化锆、多元醇、有机配体、络合交联剂和高温稳定剂等原料成功合成了有机锆交联剂YJ-3,并选用聚丙烯酰胺类稠化剂RG-1和添加剂制备出一种耐温缓交联有机锆冻胶压裂液体系。采用单因素试验对交联剂YJ-3和稠化剂RG-1质量分数进行了优化,进而评价了该压裂液体系的性能指标。实验结果表明:压裂液的较优配方组成为0.50%RG-1+2.0%YJ-3+0.15%Na_(2)S_(2)O_(3)+0.8%助排剂,该体系交联时间在3~45 min之间可调,90℃和150℃时在170 s^(-1)速度下剪切2 h后黏度仍高于50 mPa·s,携砂性能和滤失性明显优于常规瓜胶压裂液体系,在1~3 h内可实现完全破胶,无残渣、易于返排,是一种性能优良的耐温缓交联型低伤害压裂液,具有广阔的现场应用前景。

新型纳米复合聚合物压裂液体系研究及应用

常规滑溜水和聚合物压裂液在高温高盐储层压裂施工过程中存在黏度低、剪切稳定性不足和携砂能力差等缺点,使其在非常规储层压裂中造缝能力不足,影响压裂后的产能。为此,以丙烯酰胺(AM)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和功能单体DRS-1为原料,利用水溶液聚合法合成了聚合物PADD,再通过添加纳米二氧化硅制备出新型纳米复合聚合物PADD-1,优选协同作用良好的黏土稳定剂和助排剂,形成新型纳米复合聚合物压裂液体系。实验结果表明,新型纳米复合聚合物压裂液具有良好的耐温抗剪切性能,在150℃和170 s-1的条件下剪切120 min后黏度仍能保持在50 mPa·s以上;该压裂液体系的携砂能力较强,并且破胶后的残渣含量较低。该压裂液体系成功应用于某致密油藏,增产效果明显。

耐高温耐剪切压裂返排液的制备与性能评价

随着常规油气资源的不断开发,深层低渗透油气已逐渐成为勘探开发的主要资源,设计新结构耐温稠化剂和配套交联剂,构建适用于高温深井的耐温压裂液体系是深层低渗透油气勘探开发的关键问题。以三种丙烯酰胺类单体为原料,采用溶液聚合方法制备出聚合物稠化剂NWJ-1,通过红外光谱、XRD和DSC表征聚合物的组成和结构,结果表明:聚合物分子符合设计的结构。通过对稠化剂基液浓度、交联剂与基液体积比以及延迟交联剂加量进行优选,获得耐高温聚合物压裂液体系:0.6%聚合物稠化剂NWJ-A+0.2%助排剂DRKJ-16+0.4%HCl(20%质量分数)+0.06%延迟交联调节剂FAY-3+0.6%交联剂MP200。该压裂液体系具有良好的黏弹性,180℃高温环境下剪切2 h,压裂液体系的初始黏度为152 mPa·s,最大黏度可到1165 mPa·s,保留黏度68 mPa·s;180℃下的静态滤失实验显示,压裂液体系的滤失系数为1.47×10^(-5)m/min^(1/2),滤失速率为2.45×10^(-5)m/min,初滤失量为9.47×10^(-5)m^(3)/m^(2);同时体系具有良好的破胶性,破胶时间可控。此方法对耐温压裂液体系的研究具有理论参考意义。

新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5 000 m,储层温度高达180℃,需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液。在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方。室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa.s以上。通过将剪切速率由170 s-1增加到1 000 s-1、2 000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能。同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用。

耐温VES压裂液SCF的性能

长链脂肪酸在酸存在下与胺缩合再经季铵化,得到季铵盐型表面活性剂,引入无机和有机阴离子,得到粘弹性表面活性剂,溶于水中制成VES压裂液SCF。测定了体积分数4.0%的SCF压裂液170s-1下40～150℃的粘温曲线,温度升至150℃时粘度为68mPa·s,降温至90℃并维持130min后粘度为88mPa·s;在130℃剪切95min时粘度>80mPa·s,在150℃剪切45min时粘度～70mPa·s。在60℃、100～500s-1区间,上行和下行粘度～剪切速率曲线几乎重叠。少量水和互溶剂、少量原油、大量水可使SCF压裂液完全破胶。残渣率为176mg/L。砂比为10%时,粒径0.5～0.8mm石英砂在SCF压裂液中的悬浮率>90%。SCF压裂液对粘土的防膨率为80.5%。在原油与SCF体积比为1∶4和1∶1时,原油30℃粘度由1832mPa·s分别降至100和48.7mPa·s。图4表2参1。

表面活性剂压裂液机理与携砂性能研究

用透射电镜和扫描电镜等多种实验手段,结合表面活性剂溶液的基础理论,通过对表面活性剂内外在宏观与微观关联性质的分析,研究并基本认清了表面活性剂压裂液的成胶机理和破胶机理;论证了表面活性剂压裂液以弹性携砂为主的机理,提出了用悬浮切力来表征表面活性剂压裂液携砂性能的新方法。实验结果表明:在100 s?1的剪切速率下,胍胶压裂液和表面活性剂压裂液最低携砂黏度分别为100 mPa.s和30 mPa.s,在同样剪切速率下表面活性剂压裂液的最低携砂黏度比胍胶压裂液小得多。

火山岩深气层压裂液体系研究与应用

大庆徐家围子断陷深层火山岩储气层,最高温度超过170℃,最大厚度超过120 m,压裂施工中单层加砂量超过100 m3,使用现有压裂设备施工时间为2.5～3.0小时,要求水基压裂液具有优异的各项性能.为此研发了适用于120～170℃不同温度的压裂液,基本配方如下:HPG 0.55%～0.65%,表面活性剂ZP-1 0.10%～0.15%,有机钛有机硼高温交联剂0.25%～0.30%,过硫酸盐破胶剂0.002%～0.003%,其他组分有粘土稳定剂、冻胶稳定剂、温度稳定剂、交联控制剂、降滤失剂等.介绍了150℃配方压裂液的性能:150℃、170 s-1剪切4.0小时粘度＞80 mPa·s;初滤失量3.13×10-4 m3/m2,滤失系数4.59×10-4 m/min1/2;破胶液粘度5.6 mPa·s,表面张力30.96 mN/m,界面张力(与煤油)1.83 mN/m;通过交联控制,现场沿程摩阻降低了30%.2002年以来使用该体系压裂液在大庆12口深气井共24层进行压裂,最大加砂量为100 m3,均获得成功;在吉林2口深勘探气井压裂也获得成功.图1参3.

鄂尔多斯盆地致密油滑溜水压裂液的研究与应用

北美页岩气等非常规油气资源得到了效益开发,主要的增产手段是滑溜水体积压裂。国内致密油储层改造使用的滑溜水压裂液研究与应用较少,国外产品价格昂贵且技术封锁。鄂尔多斯盆地致密油资源量大,开发前景广阔,其储层条件更复杂,具有低孔、低渗、低压特点,使用常规压裂液改造施工压力高,储层伤害大,改造效果不理想。该盆地黄土塬地貌水资源匮乏,体积压裂备水困难,且大量的返排液增加了环保压力。根据致密油地质特征和工艺需求,合成了梳状分子结构减阻剂DR64,配套优选出高效助排剂和黏土稳定剂,形成了一种适合盆地致密油开发的低成本可回收滑溜水压裂液体系。大量的室内和矿场试验表明,该体系减阻率达到64.1%,有效地减小了高泵压的风险,具有低伤害、携砂性能稳定、低成本可回收重复利用的特点,表现出良好的工艺适应性,为国内非常规油气资源的开发提供了宝贵经验。

一种新型无瓜胶电吸引聚合物压裂液体系

从代替传统瓜胶压裂液的指导思想出发,利用分子间的静电吸引作用,研制出一种耐高温无残渣的新型压裂液。该压裂液稠化剂为研制出的一种中低分子量、碳链较长且具有正电荷的聚合物,其与研制出的电吸引诱导剂作用可以形成剪切可逆的空间网状结构。从耐高温性、抗剪切性以及对地层伤害性和润湿性改变等方面对该压裂液进行了评价。该压裂液在130℃、170 s-1下剪切1 h后黏度在45 mPa·s以上,残渣量为0,岩心伤害率为20.56%,可使地层岩石表面润湿性由亲油性向亲水性转变,从而有利于油气的开采;并且该压裂液在高速剪切下黏度降低,剪切速率降低时黏度又随之恢复,这一特点可很大程度地降低其摩阻。该压裂液在靖50-X井盒8段的压裂施工进行了试验应用,增产效果显著。其主剂合成步骤简单,原料易得,体系价格相对较低,可以成为瓜胶压裂液的替代产品。

一种新型低伤害合成聚合物冻胶压裂液体系

报道了题示压裂液体系的性能.合成聚合物稠化剂FA-200不含水不溶物,水溶液呈中性,被能造成酸性环境(pH值4～6)的交联剂AC-12交联而形成冻胶.依次增加稠化剂用量(0.25%～0.6%)和交联剂用量(0.5%～0.8%),加入1.0%乳化剂和1.0%助排剂,得到了适用温度为50℃、80℃、100℃、120℃、140℃的5个配方,在相应温度下剪切50～90 min保留粘度大于150、88、98、94、53 mPa·s,在变剪切之后粘度能恢复.该体系破胶剂为过硫酸铵,其加量随温度升高而减少,破胶彻底,破胶液粘度低.0.5%稠化剂压裂液破胶后残渣含量为125.6 mg/L.该体系压裂液特别适用于碱敏性地层和CO2泡沫压裂.图5表2参2.

剪切增稠液/高性能纤维复合材料防刺性能的研究

制备出剪切增稠液体(STF),通过抽拔实验和红外测试从宏观与微观两个方面进行分析研究,"粒子簇"生成机理能较好地解释这种现象。并将该剪切增稠液对芳纶、超高分子量聚乙烯、S-玻璃纤维这三种用于防护材料的高性能纤维进行复合。通过对处理后的纤维复合材料进行扫描电镜和静态防刺实验,来分析这三种STF/纤维复合材料的微观形态及其防刺性能。研究结果表明,在纤维织物面密度相同的情况下,剪切增稠液体的使用能够有效增强这三种不同高性能纤维织物的防刺性能,使得其顶破强力分别比未处理的提高了16.13%、13.37%和16.47%。

一种含PEO基双子表面活性剂压裂液的性能评价

以丙撑基双[(十八烷基聚氧乙烯基)氯化铵](HY)为稠化剂、水杨酸钠为反离子盐配制了清洁压裂液,研究了该压裂液的黏弹性、变形恢复性能、携砂性能、耐温抗剪切性能及破胶性能。在60℃下,该清洁压裂液的黏度随稠化剂量的增加而增加,水杨酸钠加量为1%时的黏度达到最大值,较好的HY压裂液的配方为3%HY+1%水杨酸钠。压裂液中的稠化剂HY在反离子盐的作用下自组装成良好的三维网状结构。该压裂液具有良好的变形恢复能力,高剪切速率下压裂液的黏度迅速下降但随着剪切速率减小黏度几乎又全部恢复。HY压裂液在角频率0.03数100 rad/s时的弹性模量大于损耗模量,表现出较好的弹性特征。同时,该压裂液具有良好的耐温抗剪切性,在90℃、170 s^(-1)下剪切90 min后的黏度大于50 m Pa·s。HY压裂液的携砂性较好,在25℃和90℃下,携砂量30%时,石英砂在该压裂液中的沉降速率分别为0.075和15.25 mm/min。压裂液与煤油按体积比5∶1混合后在210 min左右破胶,黏度降至5 m Pa·s以下,破胶液表面张力为22.92 m N/m,界面张力为0.51 m N/m,残渣含量为56 mg/L,可满足现场施工要求。