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143912m3,支撑剂19374m3,施工压力平稳,开发效果良好,得到了广泛应用。     

聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液的研制

[目的]研制出聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液。[方法]基于魔芋葡甘聚糖和聚丙烯酰胺的协同增稠效应,制备出聚丙烯酰胺/魔芋胶复合型稠化剂,以有机硼为交联剂,加入杀菌剂、抗氧化剂、黏土稳定剂等添加剂,研制出聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液,并对其性能进行评价。[结果]该压裂液是非牛顿流体,具有较好的耐剪切性、易破胶、低滤失、残渣少、伤害低的特点。[结论]聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液满足油田压裂液的应用要求。     

压后关井期间压裂液黏度影响因素及预测模型研究

压裂液能否有效破胶是影响压裂效果的重要因素,破胶剂是实现压裂液顺利破胶的重要手段,现场主要依靠经验线性加破胶剂,通常出现压裂液破胶不彻底或过早破胶而影响压裂效果甚至导致压裂失败的现象。针对该问题,利用Arrhenius方程和黏时曲线建立了预测破胶对压裂液黏度影响的经验关系,结合黏度无因次预测模型,建立了综合考虑温度和破胶影响的压裂液黏度预测模型,利用该模型分析了压后停泵温度恢复和破胶剂浓度对压后关井期间压裂液黏度的影响。研究结果表明,停泵后温度恢复和破胶均会降低压裂液黏度;破胶对压裂液黏度的影响比温度更显著。该结果为确定关井时间和优化破胶剂加量提供了理论依据。     

一种新型线性胶压裂液的室内评价及应用

从体系交联性能、耐温耐剪切性能、滤失性能、破胶性能、助排性能以及储层岩心伤害性能等对一种由人工合成的线性胶稠化剂配置而成的新型线性胶压裂液体系进行了室内评价,并在红河油田红河121井长81层进行了现场应用。室内评价结果及现场应用表明,新型线性胶压裂液体系携砂性好,60℃条件下连续剪切90min时压裂液黏度仍保持在100mPa·s左右;破胶彻底,残渣低,在储层温度下均能完全破胶,且180min内破胶液黏度均小于5mPa·s,60℃时破胶后的残渣含量为18mg/L;破胶液黏土防膨效果较强,防膨率达到82.5%;破胶液表、界面张力较低,55℃时,破胶液的表面张力为26.7mN/m,界面张力为1.24mN/m,利于压后返排;破胶液对岩心平均伤害率仅为15.3%,伤害较低,该压裂液既能满足现场压裂施工和压后快速破胶返排的需要,又利于保护储层。     

致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

一种新型清洁压裂液低温破胶剂的研制与评价

随着页岩气、煤层气等的开发,出现了越来越多的低温井。目前国内常用的破胶剂只适用于温度在50℃以上地层的压裂液破胶,因此需要研发一种能应用于20℃左右的低温破胶剂。根据破胶剂的破胶机理,在室内研制了一种针对新型清洁压裂液的氧化还原体系破胶剂GMD。并应用流变学原理,通过储能模量和耗能模量在破胶过程中的变化研究了压裂液的破胶情况。研究发现,结果与传统的用粘度表征破胶情况结果一致,该破胶剂的研制对低温储层改造具有一定的指导意义。     

纤维素酶与过硫酸铵水化胨胶试验简报

随着国民经济的发展 ,我国石油的需求量正逐年增加 ,然而我国的石油储量却十分有限。如何从有限的石油储量中把地下储藏的原油最大限度地开采出来 ,提高油井的采收率 ,目前采取的主要措施就是压裂技术 ,即通过一个地面高压泵组将高粘液体的胶胨（压裂液）以大大超过地层吸收能力的排量注入井中 ,进而在地层中形成具有足够长度、一定宽度和高度的油气通道 ,以此提高油气层的渗透能力 ,使油气畅流入井 ,起到增产增注的作用。压裂液主要成分包括成胶剂、胶联剂和破胶剂 ,成胶剂一般为纤维素衍生物 ,而破胶剂大多为过氧化物。但用过氧化物破胶 ,…     

植物生长调节剂对杜仲叶杜仲胶含量的影响

[目的]研究不同植物生长调节剂对杜仲叶杜仲胶含量的影响。[方法]采用4种植物生长调节剂对杜仲树林进行处理,并用碱浸法处理杜仲叶,再用正己烷-丙酮提取法来提取杜仲胶,计算杜仲胶含量。[结果]随喷洒次数的增多,不同处理杜仲叶杜仲胶含量增加;4种植物生长调节剂处理的杜仲叶杜仲胶含量从高到低依次为GA3、NAA、6-BA、2,4-D,杜仲胶含量均高于CK。[结论]4种浓度的植物生长调节剂都能使杜仲叶杜仲胶含量不同程度提高。从优选角度考虑,生产上可采用GA3300 mg/L进行1次喷洒,来提高杜仲叶中杜仲胶含量。     

连续混配压裂液在山西致密气中的应用

山西致密气压裂采取先配液后施工措施，传统配液形式不仅造成施工周期长、配液强度大等问题，而且压裂液中含有大量水包粉，粉料浪费大，自然溶胀时间长，溶胀速度慢。为去除传统配液方式的弊端，同时结合山西区块地形崎岖、水源寻找困难、施工场地空间狭小等特点，采取配套的速溶瓜胶压裂体系替代常规瓜胶体系，连续在线配制压裂液，瓜胶得以充分溶胀，解决了材料浪费、压裂液变质和环境污染等难点，实现了高效、绿色环保的压裂施工。     

瓜尔豆栽培技术

瓜尔豆用于提取石油工业用的瓜尔胶.瓜尔胶是天然绿色植物胶,具有独特的增粘降失水作用,是目前国际上公认的王牌植物胶.我国瓜尔胶原料全部依赖进口.新疆引进瓜尔豆进行适应性种植,小区种植每667m2产量达220～240kg,大田种植每667m2产量达150kg.     

磺酸型表面活性剂清洁压裂液的性能

本文针对阳离子表面活性剂压裂液在阴离子岩层中损失较大、会降低岩层的渗透率等缺陷,合成出阴离子磺酸盐型表面活性剂——棕榈酸甲酯磺酸钠,将此表面活性剂与助剂十八醇按质量比1:2复配后可作为压裂液增稠剂JL。JL在3.5%氯化钠溶液中迅速交联得到一种阴离子清洁压裂液。考察了该压裂液的耐温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能、滤失性能、破胶性能及对地层的伤害。实验结果表明：质量分数为5%的JL在3.5%的氯化钠水溶液中,1~2 min内即可快速成胶,黏弹性、耐温耐剪切性较好,80℃下的体系黏度仍能达到40 mPa·s。在体积比为40%的砂比下,悬砂效率比普通高分子水基压裂液提高48.7%。体系遇煤油易破胶,破胶液澄清,无残渣。对地层的伤害率低,为7.6%。体系呈中性,能够适用于酸敏碱敏地层,满足了低压低渗透油气藏压裂的要求。     

黄蒿籽胶提取工艺及流变学特性的研究

以黄蒿籽为原料采用盐析方法提取植物胶,研究了多种因素对提取率的影响,用正交试验L9(3)4得到最佳提取工艺条件:Al2(SO4)3用量为滤液的1/10mL,盐析pH值6.0,脱盐pH值2.5,脱盐时间60min。同时还分析测定了浓度、温度以及常见金属离子对黄蒿籽胶黏度的影响,并且与8种增稠剂黏度进行比较,试验结果表明,黄蒿籽胶具有良好的开发应用价值。     

一种新型低分子聚合物压裂液体系及其性能评价

中原油田储层物性差,压裂层位较深。为满足当前油田增产增效开发的需要,研发了一种新型低分子聚合物压裂液体系。对该压裂液体系的配方进行研究并评价其综合性能,发现该压裂液体系具有较好的耐温抗剪切性能、易于破胶且破胶彻底、配伍性好、对储层的伤害较低。现场施工结果表明,使用新型低分子聚合物压裂液体系可以取得较好的增产效果。     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG（瓜尔胶）+ 0.4% AS-6（季铵盐类黏土稳定剂）+ 0.3% CX- 307（阴离子型破乳助排剂）+ 0.1% HCHO（杀菌剂）。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1 体积比混合后的乳化率均在60% 以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性剂提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

YC-ZJ-1清洁压裂液的性能评价及应用

为满足即配即用的连续混配压裂作业需要,对开发出的YC-ZJ-1清洁压裂液性能进行评价,通过岩心伤害试验和现场应用进一步了解其特性。研究结果表明,YC-ZJ-1清洁压裂液耐温抗剪切性较强,在弱碱性条件下流变性能较好,岩心伤害率低,破胶返排能力良好,可以适用于延长油田特低渗储层的连续混配压裂作业中。     

六种植物生长调节剂(组合)在南方地区淮山药上的应用筛选初报

为探索南方地区淮山药施用植物生长调节剂的种类及浓度,进行了6种植物生长调节剂(组合)的初步筛选试验,结果表明,综合考虑淮山药产量、产量构成、植株长势情况,认为处理T11、T12及T51、T52调控效果较好,对应的植物生长调节剂及浓度为为矮壮素(CCC)2000~2500 mg/L及羟季铵.萘合剂(CC 200~250 g/L+NAA 20 mg/L)。可从6种植物生长调节剂中选用矮壮素与羟季铵.萘合剂作进一步的试验研究。     

海藻糖对花生植物抗性的影响

海藻糖能使海水胁迫引起的植物根和叶中的可溶性糖、可溶性蛋白质及脯氨酸含量的变化趋势减缓。对于花生而言,高浓度(0.2%)的海藻糖可以使其更好地对抗低浓度(1/4)海水的胁迫,而低浓度(0.05%)的海藻糖则能更好地对抗高浓度(1/3和1/2)海水的胁迫。     

一种适合低渗油田压裂的破胶降解剂研究及现场应用

运用支撑剂导流能力试验装置测试了在相同支撑剂类型、铺置浓度、相同压力下聚合降解剂加量、温度和时间等因素对破胶降解剂残渣降解以及对支撑带导流能力影响。结果表明,压裂破胶降解剂残渣对支撑剂导流能力的伤害很大,残渣含量为120mg/L的破胶降解剂较残渣含量为450mg/L的破胶降解剂对支撑剂造成的伤害增降低近40%;在残渣含量为450mg/L破胶降解剂中加入30mg/L生物酶与未加相比,对支撑剂导流能力伤害下降了50%以上,并且随着聚合降解剂加量增加,降残渣效果越好;40℃与20℃相比较,破胶降解剂对破胶液支撑剂导流能力伤害降低了40%以上;pH值对破胶降解剂降解残渣效果影响不大;当降解时间大于4h以后,破胶降解剂对降解破胶液残渣效果影响不大。现场施工11井次,与相邻井比较,单井产油效率提高20%以上,增产效果十分明显。     

高温压裂液产生硫化氢因素分析

在高温储层压后返排过程中,产生了微量硫化氢气体。根据现场条件进行模拟试验研究产生硫化氢的原因。结果表明,高温为压裂液反应产生硫化氢提供了条件;破胶剂和含硫温度稳定剂同时参加反应才能产生硫化氢;储层中含硫矿物在高温高压条件下可能发生反应产生硫化氢。在高温压裂液配方优化时,尽量避免选择含硫的温度稳定剂,以减小高温地层产生硫化氢的风险。     

正交设计优化浊点萃取-光度法测定野生食用菌中的铜

探讨了以二乙基氨基二硫代甲酸钠为络合剂,非离子表面活性剂Triton X-100为萃取剂,测定4种食用野生菌中铜含量的浊点萃取-光度法联用的新方法。在单因素试验基础上,采用L16(45)优化萃取条件,详细探讨溶液的pH值、络合剂和非离子表面活性剂的用量、萃取温度和时间对浊点萃取效率的影响。在最优条件下,铜的线性范围0.0~0.5μg/m L,线性回归方程为D=0.130 6C+0.000 43(r=0.999 1),检出限为0.48μg/m L(n=11),相对标准偏差RSD3.4%(n=5),样品加标回收率在99.26%~101.15%。该方法操作简单、环保、分析速度快、结果准确,将该方法用于4种野生菌中铜含量测定,结果令人满意。