pH对于表面硼改性纳米二氧化钛交联剂交联性能的影响

传统有机硼交联羟丙基瓜胶(HPG)冻胶压裂液体系具有稠化剂用量大,压裂施工成本高,压裂残渣多,裂缝导流能力差等诸多缺点。为了达到降低压裂液稠化剂用量、提高压裂施工效果的目的,采用"两步法"制备了一种表面硼改性的纳米二氧化钛颗粒(NCC)作为HPG压裂液交联剂。研究了pH对于NCC交联HPG冻胶耐温性能的影响,结果表明随着pH的增加,NCC冻胶压裂液的耐温性能先增大后减小。所形成的冻胶压裂液在pH=12时耐温性能最佳。与传统有机硼交联剂相比,NCC可大大减小稠化剂用量,NCC交联的0.3wt%HPG冻胶在pH值8~14的范围内均能保持良好的耐温性能。利用扫描电镜表征了NCC冻胶在不同pH值条件下的交联形貌及交联结构,结果表明,在pH为12时,NCC冻胶微观形貌最致密。     

葡萄糖改性有机硼交联剂在水基聚乙烯醇压裂液中的应用

为验证聚乙烯醇作为水基冻胶压裂液的可行性,提出葡萄糖改性有机硼交联剂的压裂液体系.采用实验室自制葡萄糖改性有机硼交联剂,得出原料最佳配比n(硼砂):n(葡萄糖)=1∶1.5.葡萄糖改性有机硼交联剂对聚乙烯醇有很好的延时性和耐高温性,其交联时间可以控制在60～500 s之间,耐热温度在70℃左右.以聚乙烯醇为稠化剂的水基冻胶压裂液的最低有效浓度可达1.1%.     

聚乙烯醇压裂液有机硼交联剂YL-J的合成及应用

合成了一种适用于聚乙烯醇压裂液的有机硼交联剂YL-J.确定最佳合成条件为:硼砂质量分数20％,丙三醇25％,二乙醇胺30％,氢氧化钠1％～5％,反应时间4.Oh,反应温度80℃.流变实验表明,交联剂YL-J与聚乙烯醇稠化剂交联产生的冻胶在80℃剪切速率为170 s-1下连续剪切3600s,压裂液黏度250 mPa·s.静态悬砂实验表明,该压裂液体系具有较好的携砂性,砂子的沉降速度低于0.18 mm/s.破胶实验表明,聚乙烯醇压裂液破胶液黏度为2.3 mPa·s,低于油田要求的10 mPa·s,残渣质量浓度为79 mg/L.实验结果表明,有机硼交联剂YL-J交联的聚乙烯醇压裂液完全能满足压裂现场施工的要求.     

硼交联水基冻胶压裂液的研究发展现状

综述了硼交联水基冻胶压裂液的国内外研究发展现状．着重介绍了国外应用核磁共振（ＮＭＲ）能谱技术研究硼交联机理得出的结论、有机硼配合物交联剂的延迟交联机理和优异性能、硼交联压裂液的粘弹性和测定方法以及破胶剂的最新发展成果—胶囊破胶技术．指出了硼交联水基冻胶压裂液的几个重要研究和发展方向     

影响磷酸酯铝类油基冻胶压裂液性能的因素

研究了不同交联比（ＮａＡｌＯ２交联剂／ＰＥ９２磷酸酯胶凝剂）对ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值以及对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液粘度的影响,并探讨了硫酸的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比、最佳交联ｐＨ值以及其耐温能力的影响．结果表明：（１）ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值随着交联比的增大而增大;（２）磷酸酯铝类油基冻胶压裂液最佳交联ｐＨ值为４４０～４．６０;（３）硫酸的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联ｐＨ值没有影响,但磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比随着硫酸浓度的增大而增大;（４）在磷酸酯铝类油基冻胶压裂液中加入硫酸后,可以使其耐温能力提高１８℃左右．     

耐高温低伤害压裂液配方优化评价研究

东海低孔渗气田具有埋藏深、温度高、低孔低渗的特征,加之海上压裂施工工艺,要求东海气藏压裂液应具有耐高温、耐剪切、低伤害、高温延迟交联、破胶快及易返排等特性。因此,研究在对稠化剂、交联剂、温度稳定剂以及破胶剂等优选的基础上,通过实验优选出适合此区块的压裂液体系;并对其性能进行评价。研究结果表明,优化后的压裂液耐温耐性能好,适用于160℃的地层,剪切稳定性强,高温延迟交联剂的使用提高了交联性能,施工摩阻低;配伍性强,对储层伤害率低;破胶性能能够满足海上压裂施工的需要。该体系在海上160℃储层压裂施工中得到成功应用,保证了海上压裂施工的顺利进行。     

有机硼交联HPG压裂液超低温破胶剂室内研究

对埋藏浅,油层温度低的油藏进行压裂改造,需解决压裂液低温破胶水化的问题。采用活化剂来提高过硫酸铵(APS),酶,胶囊破胶剂的低温破胶能力。通过对有机硼交联的羟丙基瓜胶(HPG)压裂液低温下破胶后粘度损失率的测定,筛选出用于50℃下的APS/活化剂破胶系统及胶囊破胶剂。结果表明:在APS/活化剂破胶系统的作用下,采用有机硼作交联剂的HPG压裂液在较低温度条件下能彻底破胶水化。     

磷酸酯/Fe3+型油基冻胶压裂液性能研究

针对磷酸酯/Al3+交联的油基压裂液交联速度慢,交联剂溶解性慢、稳定性差和价格高等缺点,首次对磷酸酯/Fe3+交联的油基压裂液体系进行了研究。通过对铁交联剂体系的优化,筛选一种磷酸酯/Fe3+交联的新型交联剂体系,并对磷酸酯/Fe3+油基冻胶压裂液性能进行了评价。结果表明:采用30%Fe2(SO4)3+15%二乙醇胺+55%水制备的新型交联剂体系,直接与磷酸酯混合即可形成油基冻胶,其性能不受放置时间的影响,交联速度快,成胶性能好,10 min就可达到最大黏度;压裂液的抗温抗剪切性能高,与常规铝交联剂体系比较,压裂液成胶速度提高了20倍,压裂液的抗温能力由原来100℃提高到135℃,并且压裂液的破胶性和滤失性等性能均能达到压裂施工的要求。     

胍胶压裂液体系在70℃下的破胶与悬砂性能研究

针对70℃储层,采用水溶性较好、残渣含量较少的超级胍胶作为胍胶压裂液的稠化剂,选用交联效果较好的有机硼交联剂以及其他添加剂作为压裂用压裂液体系。压裂液除具备携砂等基本性能外,还具备快速破胶易返排的特点。通过对破胶剂破胶机理的分析,和对压裂液破胶、携砂性能的综合评价,得到最佳破胶剂加量范围,实现压裂作业完成后压裂液快速破胶返排,减少对地层伤害的目的。     

低伤害多羟基醇压裂液体系研究

针对长庆油气田超低渗透的储层特点,从减少稠化剂集团在储层中的滞留、降低压裂液对储层的基质渗透率和支撑裂缝的伤害出发,开发出一种新型低伤害、低成本的低聚合多羟基醇水基压裂液体系.该压裂液体系以低聚合多羟基醇为稠化剂,有机硼为交联剂,合成了一种释酸剂作破胶剂.通过室内实验确定了压裂液的最佳配方:低聚合多羟基醇质量分数为2.0%、交联剂质量分数为0.8%、pH值调节剂质量分数为0.16%,并对其性能进行了评价.评价结果表明,该压裂液体系具有很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,对储层伤害小于常规胍胶压裂液.因此,该压裂液体系具有很好的应用前景.     

压裂液黏度对水力压裂破裂压力及破裂形态的影响

随着非常规油气开发需求的增加,水力压裂技术作为油气增产的关键技术受到广泛关注。根据现场压裂结果显示,压裂液黏度作为易于调整的工程参数会对储层改造效率造成重大影响。为了探究压裂液粘度对水力压裂效率的影响,系统开展了不同压裂液黏度作用下砂岩室内水力压裂试验,,揭示了压裂液黏度对水力压裂破裂压力、破坏形态的影响及内在机理。试验结果表明：低粘度压裂液将产生两翼平直窄裂缝,高黏度压裂液将形成单翼宽裂缝或分支裂缝。随着压裂液黏度升高,水力压裂过程中由于滤失产生的孔隙压力减小,破裂压力升高。本文通过试验结果得到了考虑压裂液黏度的计算式,对水力压裂参数设计具有指导意义。     

压裂液对油页岩裂缝扩展影响的数值模拟

压裂液在油页岩水力压裂裂缝扩展过程中扮演着重要的角色,因此获得压裂液对油页岩水力压裂裂缝扩展的影响规律对油页岩水力压裂技术的发展有着巨大的推动作用。文章选取羟丙基胍胶稠化剂配制成了不同含量的压裂液基液,并测量了其粘度。然后,基于XFEM裂缝扩展分析方法和压裂液对油页岩裂缝扩展的影响模型,采用Abaqus数值模拟软件,对吉林省汪清地区的油页岩进行了不同粘度和不同排量压裂液条件下的裂缝扩展仿真模拟。分析模拟结果发现,水力压裂裂缝在油页岩中扩展时,压裂液排量是影响裂缝扩展的主要因素,而压裂液粘度对油页岩裂缝扩展的影响很小;随着压裂液排量的增加,裂缝的长度和宽度迅速增大,其扩展速率亦随排量增加而增大;到水力压裂后期,裂缝长度和宽度逐渐趋于常值,即压裂液对裂缝扩展的影响逐渐变小。     

注液速率及压裂液黏度对煤层水力裂缝形态的影响

注液速率及压裂液黏度是煤层气井压裂设计中两个重要的可控参数,其不仅影响水力裂缝起裂压力及压裂施工压力,而且控制水力裂缝形态。采用鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县地区天然煤岩,基于试验室物理模拟试验研究注液速率及压裂液黏度对水力裂缝形态及施工压力的影响。结果表明:注液速率及压裂液黏度较小时,主裂缝与分支缝连通形成沿最大水平主应力方向的复杂裂缝网络系统;随着注液速率及压裂液黏度的增加,水力裂缝复杂程度降低,形成平直单裂缝。提高注液速率或压裂液黏度会增大施工压力。对注液速率及压裂液黏度进行合理控制,可先在井筒附近生成平直裂缝,后在远离井筒处生成复杂裂缝网络,有利于增大煤层气单井排采体积。     

水基冻胶压裂液对致密气层伤害机理

水力压裂是油气井的主要增产措施之一。压裂液对油气层渗透率的损伤是影响压裂增产措施的重要因素。在室内用水基冻胶压裂液浸入致密气层岩心,进行了伤害试验研究。研究表明,影响岩心伤害率的主要因素有岩心的渗透率、压裂液破胶程度和试验条件。由于岩心的液相饱和度增大和高分子聚合物在其壁面上形成的滤饼堵塞而影响油气层渗透率。在对比和选择压裂液时,应采用相同的试验方法,并在相同的试验条件下进行,使试验结果具有可比性。文中论述了岩心的伤害率计算方法。提出以岩心的绝对渗透率和束缚水饱和度条件下的有效渗透率作参考渗透率来计算伤害率。     

弯应力作用下混凝土结构水力劈裂试验研究

混凝土重力坝坝踵在运行期间易出现拉应力,是坝体的薄弱区域。为研究该区域的水力劈裂问题,采用四点弯曲弯矩+高水压的联合施载方式,模拟混凝土重力坝坝踵受拉状态下的水力劈裂破坏过程。基于不同弯矩与水压值组合,研究坝踵因施工应力出现初始裂缝情况下的水力劈裂问题。结果表明,裂缝发展过程中,混凝土试件的应变可分为线性段及指数段,当应变进入指数段时,试样临近破坏;较小的荷载增量即会打破稳态,促使裂缝失稳扩展;劈裂水压与拉应力存在叠加效应,若最值作用位置相同,裂缝尖端应力集中现象明显,易引起水力劈裂破坏,若作用位置不同,则受拉截面应变分布较均匀,较大限度地发挥了混凝土受拉截面的抗劈拉能力,减弱了水力劈裂作用。     

微支化微交联聚丙烯酰胺的合成及性能研究

在聚合物驱实施过程中,机械降解,造成聚合物黏度下降,从而影响最终采收率。为提高聚合物工作黏度,提高抗剪切性能,对分子结构进行了合理设计,引入甲基丙烯酸二甲氨基乙酯（DMAEMA）功能单体。以过硫酸铵（APS）和DMAEMA为引发体系,在水溶液中采用常规自由基聚合制备了一系列具有微支化微交联结构的聚丙烯酰胺。其中,DMAEMA上氮邻位的仲碳上可形成引发活性点,进一步引发自由基聚合形成支链,链端自由基通过耦合终止形成交联结构。采用红外光谱研究了微支化微交联聚丙烯酰胺的结构,通过对聚合物溶液的性能测试探究了不同引发剂配比对聚合物性能的影响。结果表明,采用DMAEMA作为还原剂参与了聚合反应,体系中形成了微交联结构,聚合物的黏度及剪切稳定性随DMAEMA含量的增加而提高;DMAEMA同时具有链转移作用,含量过大时聚合产物分子量降低,剪切稳定性下降。     

基于灰色关联的压裂液渗吸主控因素分析

渗吸作用是影响致密储层开发效果的重要因素,明晰压裂液渗吸机理及影响因素作用规律对于评价致密储层压后生产特征意义重大。本文基于新疆致密砂岩储层岩心,采用体积法开展了饱和油致密岩心压裂液渗吸实验,研究了压裂液体系、岩心渗透率、实验温度、岩心长度和原油粘度对渗吸速率及渗吸采收率的影响,并基于灰色关联度对渗吸因素进行了影响程度评价。研究表明：渗吸采收率与渗透率、实验温度成正相关关系,与压裂液质量分数、岩心长度和原油粘度呈负相关关系,渗吸速率呈现出初始较快,随后迅速下降;各渗吸因素对渗吸采收率的影响程度排序为：压裂液体系>原油粘度>实验温度>岩心长度>岩心渗透率,致密储层压裂后应对储层性质及注入流体性质进行综合评价,为压后生产特征分析提供依据。     

水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态的智能预测

水力压裂作为页岩气储层开采的核心技术,在压裂过程中水力裂缝的扩展会遇到天然裂缝,与天然裂缝相交后压裂缝的扩展特征对缝网的形成有明显影响,从而影响最终压裂改造效果。基于内聚力单元建立了基于断裂力学的页岩气储层渗流-应力-断裂耦合的水力裂缝与多个天然裂缝相交扩展模型,研究了不同天然裂缝倾角、天然裂缝尺寸、应力差、压裂液排量和黏度下水力裂缝与天然裂缝扩展形态规律。采用基于Bagging算法集成支持向量机(support vector machines, SVM)、决策树(decision tree classifier, DTC)、逻辑回归(logistic regression, LR)、K最邻近算法(K-nearest neighbor, KNN)的裂缝形态分类器对裂缝相交扩展形态进行预测,并将Bagging算法预测结果与SVM、DTC、LR、KNN预测结果进行比较。研究结果表明：基于Bagging集成算法对水力裂缝与天然裂缝相交扩展形态预测准确率达到了92.58%,相较于单个算法,最高提升了17.95%,其中应力差越小、天然裂缝倾角、裂缝尺寸越大和压裂液排量、黏度越低越容易产生剪切缝,...