低温油气藏胍胶压裂液破胶酶的研制与性能评价

针对低温油气藏胍胶压裂液破胶效率低,返排困难造成储层污染严重的问题,通过发酵学方法利用地衣芽孢杆菌GD-551研制出一种低温油气藏胍胶压裂液专用生物酶破胶剂;测试该生物酶破胶剂的储层适应性,对比不同条件下酶破胶剂与常规(NH4)2 S2 O8破胶剂的破胶性能;通过室内基质岩心与可视化裂缝模型实验对比酶破胶剂与(NH4)...     

压裂液低温破胶化学生热体系的探讨

针对目前压裂液低温破胶存在的问题 ,着重研究了适合于低温浅层油气井压裂液破胶的化学生热体系 ,提出一种微胶囊包裹化学生热剂压裂液破胶方法 .阐述了不同生热体系的生热反应速率及其影响因素 ,并通过对不同生热体系的研究 ,筛选出了 NH4Cl和 Na NO2 作为低温压裂液破胶体系的生热体系 .实验结果表明 :在 1 70 1 /s下连续剪切 2 h后 ,含有 NH4Cl— Na NO2 的压裂液黏度能保持在 5 0 0 m Pa· s左右 ,满足压裂施工时的压裂液性能要求 ;将催化剂、过硫酸铵、NH4Cl和Na NO2 加到压裂液中 ,4h后压裂液即可完全破胶 ,其破胶液黏度小于 1 0 m Pa· s     

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。     

生物酶SUN-1/过硫酸铵对羟丙基瓜胶压裂液破胶和降解作用

针对延长低渗、低压和低温油藏压裂过程中压裂液破胶慢以及破胶液残渣大对储层造成的伤害,以生物酶SUN-1/过硫酸铵为复合破胶剂,在40℃以下,分别考查SUN-1加量、过硫酸铵加量、引发剂加量、温度和pH等因素对压裂液破胶速度和破胶液残渣的降解作用的影响,最后优化出复合破胶的最佳条件.利用马尔文激光粒度仪分析了在复合破胶剂的作用下,破胶液中固体颗粒粒径分布,利用岩心流动仪和支撑剂导流仪评价了复合破胶剂作用下的压裂液破胶液对岩心和支撑剂导流能力的伤害.结果表明:生物酶SUN-1/过硫酸铵复合破胶剂的最佳使用温度低于50℃,交联液过硫酸铵中加质量分数为200×10-6的酶,原胶液pH=7~8,与单剂比较复合破胶剂对压裂液的破胶时间减小了近43%,残渣降解下降了44.6%,固体颗粒粒径中值下降40%,对支撑剂导流能力的伤害下降了近60%,岩心伤害下降近43%.     

低温浅层油气井压裂液破胶技术研究进展

概述了近几年国内外在低温浅层油气井破胶技术及压裂液的研究进展,对氧化-还原破胶体系、耐高pH值酶破胶体系、水解生酸破胶体系、胶囊破胶剂及自生热压裂液、黏弹性表面活性剂压裂液的低温破胶原理、特性以及现场应用作了介绍,并对今后的发展方向进行了展望.     

一种化学生热增能助压裂体系的升温特性和破胶性能研究

为改善低压低渗透气藏压裂施工效果,引入Na NO2-NH4Cl化学生热助压裂体系。通过数字式温度计系统研究了生热剂浓度、催化剂浓度、初始温度对该化学生热反应速率的影响。结果表明:生热剂Na NO2质量分数由10%增至18%,体系达到87.0℃的时间由7.7 min缩短至0.5 min;催化剂草酸的最佳质量分数为1.0%。将生热体系(18%Na NO2+14%NH4Cl+1.0%草酸)引入到羟丙基胍胶压裂液体系中,当二者体积比为1∶1时,该压裂液体系升温效果最佳。考察了生热剂浓度、破胶剂浓度对化学生热增能助压裂体系破胶性能的影响。结果表明:生热剂质量分数由10%增至18%,表面张力由32.2 m N/m降低至29.1 m N/m;冻胶完全泡沫化时间随APS用量增大而缩短,而破胶液黏度略微降低。采用光学显微镜对破胶液微观结构进行观察,探讨破胶机理。     

低温浅层油气井压裂液破胶技术研究进展

概述了近几年国内外在低温浅层油气井破胶技术及压裂液的研究进展，对氧化一还原破胶体系、耐高pH值酶破胶体系、水解生酸破胶体系、胶囊破胶剂及自生热压裂液、黏弹性表面活性剂压裂液的低温破胶原理、特性以及现场应用作了介绍，并对今后的发展方向进行了展望．     

油层水配制压裂液研究及性能评价

以油层水为基液,羟丙基胍胶为增稠剂,有机硼为交联剂,生物酶为破胶剂,研究出适用于不同温度的低温地层压裂液配方.确定稠化剂羟丙基胍胶的质量分数为0.4%,交联剂质量分数为0.5%.随着地层温度的升高,破胶剂生物酶的加量减少,25℃最佳质量浓度为100 mg/L,温度升至40℃时,生物酶最佳质量浓度仅50 mg/L.40℃条件下,该压裂液体系在170 s-1剪切速率下剪切30 min保留黏度大于50 mPa.s,测得破胶液黏度小于5 mPa.s.破胶液残渣质量浓度为450mg/L,残渣粒径平均值为2.8μm,岩心基质渗透率损害率为22.6%.     

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。     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏,常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求,在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上,提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟,不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验,认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加,才能保证大型压裂的破胶效果,实现快速排液,降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155.6m³大规模压裂施工成功应用,开井17h液体返排率达到了74.9%,且返排液破胶彻底,天然气测试产量从射孔后的0.2×10⁴m³/d（敞井）增加到14×10⁴m³/d（井口压力22MPa）,目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。     

（NH4）2S2O8与KI反应记时测定化学反应速度方法的改进

在使用(NH_4)_2S_2O_8与KI反应记时测定化学反应速度的过程中,经常因出现无法记时的情况而导致实验失败。本文通过理论分析和实验找出成功利用(NH_4)_2S_2O_8与KI反应记时测定化学反应速度的方法。     

硫代硫酸盐浸金电化学研究 (Ⅱ)阴极行为及浸金机理

研究硫代硫酸盐浸金的阴极行为及浸出机理。结果表明,在铜氨络离子存在的硫代硫酸盐溶液中,二价铜氨络离子在金粒表面得到电子被还原,生成的一价铜氨络离子进入溶液后被氧化再生为二价铜氨络离子,后者又到金粒表面上还原。根据阳、阴极过程电化学研究的结果,提出了氨性硫代硫酸盐溶液浸金的电化学-催化机理及模型,揭示了铜离子和氨在硫代硫酸盐浸金过程中的作用、作用条件和机理。     

麦草碱木素与丙烯酰胺接枝共聚的研究

麦草碱木素与丙烯酰胺在水中用(NH_4)_2S_2O_8—FeSo_4·7H_2O引发,可进行自由基接枝共聚反应,用元素分析和波谱分析可加以证实。实验确定反应条件为:碱木素:丙烯酰胺=1:0.9—1.2,(NH_4)_2S_2O_8,9％—11％,FeSO_4-7H_2O 0.5％—0.7％,pH=6,温度80—90℃,反应时间2—2.5h。接枝产物的水溶性和反应活性均优于碱木素。     

改性活性炭的吸附性能变异探讨

分别用ＨＮＯ３、Ｈ２Ｏ２、（ＮＨ４）２Ｓ２Ｏ８试剂对活性炭进行改性处理，测定其表面结构和从水溶液中吸附邻甲酚的等温线，探讨了活性炭的表面化学性质与表面结构特性对吸附的影响。     

单相微乳凝胶压裂液体系的制备与性能

实验结果表明:在常规凝胶(胍尔胶)压裂液体系中添加质量分数为3.8%～16.7%的单相微乳液,40～100℃下可快速形成单相微乳凝胶压裂液体系.单相微乳凝胶压裂液体系的破胶时间可控制在60～120 min,且单相微乳的加入对破胶后体系的黏度没有影响.单相微乳凝胶压裂液体系与常规凝胶压裂液体系相比,破胶前,黏度要高10%,滤失量低50%,摩阻要低8%～10%.破胶后,单相微乳凝胶压裂液体系呈微乳特性,表面张力约为常规凝胶压裂液的一半,且悬浮残渣能力强,返排压力低.经单相微乳凝胶压裂液体系处理后的岩心渗透率恢复值高30%,裂缝导流段渗透率恢复率高30%～40%.因此,单相微乳凝胶压裂液体系具有高黏度、低滤失量、低摩阻、良好的破胶性能和较强的悬浮残渣能力等独特性能,使其在压裂后返排能力强,残渣滞留量少,对储层伤害低,岩心和裂缝导流段的渗透率恢复值高.     

磺酸型表面活性剂压裂液的制备及性能研究

合成了一种阴离子磺酸型表面活性剂,将其与助剂配合使用作为压裂液增稠剂,在中性氯化钠溶液中反应交联,制得一种阴离子清洁压裂液.实验结果表明:体系配比为5%增稠剂+3.5%氯化钠时,性能较好,具有优良的耐温、耐剪切、流变黏弹性及携砂性,破胶彻底易返排,对岩层伤害小等特点,满足了低压、低渗透油气藏压裂液的要求.