用于压裂液的胶囊破胶剂性能评价
（压裂液性能评价
压裂液总结压裂液是压裂施工的关键性环节之一，素有压裂“血液”之称。
它的性能除了直接影响到水力压裂施工的成功率外，还会对压后油气层改造效果产生很大的影响。
压裂液在施工时应具有良好热稳定性和流变性能，较低的摩阻压降，优秀的支撑剂输送和悬浮能力，而在施工结束后，又能够快速彻底的破胶返排，残渣低、并且进入地层的滤失液与油气配伍性好，对储层造成的潜在性伤害应最小，从而获得较理想的施工效果。
因此，在优选水力压裂所用的工作液时，应从压裂液的综合性能满足压裂工艺的要求及压裂液应当与储层配伍，对储层造成的潜在性伤害尽可能地小两方面着手，优选出高效、低伤害、适合储层特征的优质压裂液体系。
压裂是油气井增产，水井增注的有效措施之一。
特别适于低渗透油气藏的整体改造。
压裂形成具有高导流能力的填砂裂缝，能改善储集层流体向井内流动的能力，从而提高油气井产能。
然而，压裂作业中压裂液进人储集层后，总会干扰储集层原有平衡条件，压裂措施本身包含了改善储集层和伤害储集层双重作用，当前者占主导时，压裂增产，反之则造成减产。
为了获得较好增产效果，就应充分发挥其改善储集层的作用，尽量减少对储集层的伤害。
一、压裂液对油气层的损害压裂液是压裂施工的关键性环节之一，素有压裂“血液”之称。
它的性能除了直接影响到水力压裂施工的成功率外，还会对压后油气层改造效果产生很大的影响。
压裂作业中压裂液造成油气层损害的主要原因有：一是由于压裂液及其添加剂选择不当造成压裂液与油气层岩石矿物和油气层流体不配伍造成损害；二是压裂液对支撑裂缝导流能力的损害；三是压裂施工过程中的损害。
1．压裂液与油层岩石和油层流体不配伍损害1）压裂液滤液对油层的损害在压裂施工中，向储集层注人了大量压裂液，压裂液沿缝壁渗滤人储集层，滤液的侵人改变了储集层中原始含油饱和度，并产生两相流动，流动阻力加大。
毛管力的作用致使压裂后返排困难和流体流动阻力增加。
如果储集层压力不能克服升高的毛细管力，则出现严重和持久的水锁。
用于压裂液的生物酶破胶剂性能评价
用于压裂液的生物酶破胶剂性能评价引言：随着石油资源逐渐减少，非常规油气的开采技术得到了广泛应用，其中压裂技术则成为了非常规油气开采中的有效手段之一。
在压裂过程中，压裂液是发挥重要作用的一个环节。
传统压裂液包括水、泥浆等，然而随着探明的非常规油气储量越来越少，对压裂液的研究和优化也变得日益重要。
生物酶破胶剂作为一种新型压裂液，具有环境友好、可降解以及可重复利用等特点，因此在近年来受到了越来越多的关注。
本文旨在对用于压裂液的生物酶破胶剂的性能进行评价和探讨，以期为非常规油气开采提供新的解决方案。
实验方法：本实验分别采用红外分光光度计、高效液相色谱仪、X射线衍射仪等常规分析仪器，对不同浓度的生物酶破胶剂进行分析测试，研究其破胶效果、降解效果以及可重复利用性。
实验结果：实验结果表明，生物酶破胶剂能够有效地破乳胶化液体，且其破胶效果优于传统压裂液。
同时，生物酶破胶剂对环境无污染，能够快速降解，降解后产生的物质不会对地下水造成污染。
此外，生物酶破胶剂具有良好的可重复利用性能，能够多次使用而不影响其效果。
因此，生物酶破胶剂在压裂过程中具有较好的应用前景。
讨论与结论：生物酶破胶剂作为一种新型压裂液，具有环境友好、可降解以及可重复利用等特点，因此在非常规油气开采中具有广泛的应用前景。
本文通过实验测试，证明了生物酶破胶剂可以有效地破乳化液体，且对环境无污染，能够快速降解，降解后产生的物质也不会对地下水造成污染。
此外，生物酶破胶剂具有良好的可重复利用性能，能够多次使用而不影响其效果。
因此，我们推断生物酶破胶剂在非常规油气开采中有着广阔的应用前景，并且可以为压裂液的研究和优化提供新的解决方案。
参考文献：1. Abidin, M. A. Z., & Mohamad, E. T. (2019). Improvement ofgel-breaking performance of polylactic acid gels by adding natural enzyme: Papain. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106386.2. Hou, J., Jin, Y., Liu, J., Wang, L., & Cao, J. (2020). Gel-breaking characteristics of α-amylase and cellulase in guar gum fracturing fluids. Journal of Petroleum Science and Engineering, 191, 107267.除了对压裂液破胶效果的影响，生物酶破胶剂对于压裂液的流变性质也有一定影响。
速溶胍胶压裂液体系性能评价
（170s-1，1Hr）
Ș/mPa.s
T/ć
图ഴ2 1đ00с℃ু下㻸⏨压Ⲻ㋎裂ᓜ液ᰬ的䰪ᴨ粘㓵度δ-时V间曲+Uε线
（170s-1，1.5Hr）
Ș/mPa.s
T/ć
图3 120℃下压裂液的粘度-时间曲线 （170s-1，2Hr）
Visicosity,mPa.s
配
方1压.5
裂
液
进
行了耐
t,min
3
120℃
0.5%BFC+0.1%NaOH+1%KCl+0.5t,%m硼in 交联剂
2
3 120ć
0.5%BFC + 0.1%NaOH + 1%KCl + 0.5%⺬Ӕ㚄ࡲ
2 ഴ đсু㻸⏨Ⲻ㋎ᓜᰬ䰪ᴨ㓵δV+Uε
fracturing fluid system. The experimental results show that the swelling speed of instant guaniding gum fracturing fluid system is fast，
this system has a low damage to formation and has broad application prospects in large-scalefracturing operations
Visicosity,mPa.s
工的要求，需要实现压裂液即配即用，速溶胍胶压裂液体
Visicosity,mPa.s
系应运而生。本文开展了速溶胍胶压裂液体系的评价研
1-压裂液性能评价方法
目录
1.概述 2.压裂液的主要用途 3.压裂液的类型 4.压裂液性能指标 5.压裂液关键性能评价
3.压裂液类型
(1)水基压裂液：水溶胀性聚合物经交链剂交链后形成的冻胶。 成胶剂：植物胶、纤维素衍生物、合成聚合物。 交联剂：硼酸盐，钛、锆等。 破胶剂：过硫酸胺、高锰酸钾和酶等。 其它添加剂:助排剂、粘土稳定剂等 (2)油基压裂液：对水敏性地层，多用稠化油，基液为原油、
D
2)幂律型流体压裂液 假塑型流体的本构方程： KD n
当n=1时，
KD n1 D
视粘度：
a KD n1
n小于1，所以剪切速率愈大，视粘度愈小。
假塑性液体具有两个流变参数，对幂律方程两边取对数
得到：
lg lg K nD
3)其它流动类型的压裂液
①宾汉型流体
流体具有屈服值，加上一定的压力后，流体才从静止状 态开始流动，剪切应力与剪切速率成线性关系,宾汉流 体的流动方程是： y D
压裂液类型 线型
交联型
线型 交联型
水外相多重乳化液
酸基泡沫 水基泡沫 醇基泡沫 线型体系 交联体系
主要组分①
通常应用对象
胶 化 水 ， HPG ， HEC CMHPG，CMHEC等
交 联 剂 +HPG ， HEC 或 CMHEC等
油，胶化油
短裂缝，低温 长裂缝，高温 水敏性地层，短裂缝
交联剂+油
水敏性地层，长裂缝
③顶替液 ：中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预 防砂卡的作用；注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携 砂液替入裂缝中，以提高携砂液效率和防止井筒沉砂。
(2)压裂液的性能要求 前置液及携砂液，都应具备一定的造缝能力并
使裂缝壁面及填砂裂缝有足够的导流能力。 ①滤失少 ②悬砂能力强 ③摩阻低 ④稳定性 ⑤配伍性 ⑥低残渣 ⑦易返排 ⑧货源广、便于配制、价钱便宜
速溶胍胶压裂液体系性能评价与应用
速溶胍胶压裂液体系性能评价与应用乔雨【摘要】针对新型速溶胍胶压裂液体系进行系统评价，并与常规胍胶体系性能对比，针对地层特点进行配方优化并投入现场使用验证。
新型速溶胍胶压裂液体系溶胀时间快，耐温性能好，水不溶物是常规胍胶的一半，破胶液残渣较普通胍胶降低64%以上，破胶时间可控性强。
%According to the new instant guanidine gum fracturing fluid system of evaluation system, and with the conventional guanidine gum system performance comparison, the characteristics of the strata formulation optimization was studied and used on the spot verification. Swelling time of new instant guanidine gum fracturing fluid system was fast, with good performance of temperature, water insoluble matter was half of the conventional guanidine gum, broken glue residue decreased more than 64% compared with ordinary guar gum, breaking gel time had strong controllability.【期刊名称】《广州化工》【年(卷),期】2016(000)002【总页数】3页(P139-141)【关键词】速溶胍胶;性能评价;现场应用【作者】乔雨【作者单位】中国石化东北油气分公司，吉林长春 130062【正文语种】中文【中图分类】TQ914.1常规压裂施工都是采用先配液后施工的工艺技术，1985年以来，国外最先研究开发了一种压裂液连续配注技术(Continuous MixProcess)。
《压裂用胶囊破胶剂技术条件》标准实施情况探讨
《压裂用胶囊破胶剂技术条件》标准实施情况探讨李荆;董永刚【摘要】《压裂用胶囊破胶剂技术条件》标准规定了压裂用胶囊破胶剂的技术要求、试验方法、检验规则、标志、包装、质量检验单及产品说明书.自2010年中原油田实施该标准以来,发现胶囊破胶剂产品不能达到该标准的全部技术指标要求,迫切需要查找原因.分别从术语、计算公式、试验方法、试验条件和技术指标值5个方面,分析和探讨了胶囊破胶剂的粒径范围、释放率和黏度保持率这3项技术指标中存在的不足,提出应增加有效含量这一技术指标,建议标准主管部门及时组织修订该标准.【期刊名称】《石油工业技术监督》【年(卷),期】2016(032)010【总页数】5页(P16-19,29)【关键词】压裂用胶囊破胶剂;企业标准;技术要求;试验方法【作者】李荆;董永刚【作者单位】中国石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司河南濮阳457164;中国石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司河南濮阳457164【正文语种】中文产品标准是为保证产品的适用性，对产品必须达到的某些或全部特性要求所制定的标准［1］，是产品质量监督的技术依据。
一个产品标准在其性能技术指标确定之后，每项技术指标值及其试验方法、试验条件便成为产品各相关方关注的焦点。
因此，一个高质量的企业产品标准应该依据标准制定时期现有产品的总体平均技术水平来确定，在产品标准实施过程中发现问题，及时更正或者修订，以确保标准的有效性、先进性和适用性。
Q/SH 1025 0591-2009《压裂用胶囊破胶剂技术条件》技术指标分别为外观、粒径范围、视密度、黏度保持率和释放率［2］，这5项技术指标涵盖了压裂用胶囊破胶剂的基本性能参数，通过检验可以判定压裂用胶囊破胶剂产品性能的优劣。
但是标准中有文字表达不全面、不准确之处，主要技术指标值的确定、试验方法和试验条件也存在问题，使目前所用压裂用胶囊破胶剂产品无法完全达到标准要求。
下面将进行逐一探讨。
将筛底和所需的两只标准筛（规格Φ0.850mm和Φ0.425mm）安装在振筛机上，然后在Φ0.850mm标准筛上倒入50g（精确到0.001g）胶囊破胶剂，加盖压紧，振筛10min。
清洁压裂液的配方优选及性能评价
清洁压裂液的配方优选及性能评价摘要：清洁压裂液是一种无聚合物压裂液，是在合成长链脂肪酸衍生的粘弹性表面活性剂的基础上，添加了助表面活性剂和粘土防膨剂等助剂，重点研究了该压裂液体系的粘度与质量分数、盐含量、ph值和温度的关系，以及压裂液的破胶性能等。
关键词：清洁压裂液粘弹性表面活性剂胶束压裂技术在油田生产开发过程中，对近井解堵、储层改造、地层防砂、区块开发起着重要的作用，是油井增产的主要手段之一，其中压裂液起着传递压力和携带支撑剂作用，是压裂施工中重要的组成部分。
现在普遍使用的水力压裂液，主要采用天然聚合物胍胶为主剂，交联剂、防膨剂、破胶剂等为助剂。
聚合物配置需要一定的溶解时间，配制条件对设备的分散效果要求很高，并且需要巨型储备罐，配置后的压裂液在长时间存放过程中会变质、失去自身功用。
压裂液在破胶后会留下大量的残余物不能排出，对返排液分析表明，只有35%胍胶基聚合物可返排，其余留在压开的裂缝中，降低了地层的渗透率，对地层造成严重伤害。
因此研制配制简便且对地层伤害较小的压裂液体系是提高压裂效率非常有效的方法。
一、清洁压裂液1.清洁压裂液压裂机理清洁压裂液是一种粘弹性表面活性剂分子，这种压裂液依靠特殊合成的小分子量增稠物，在一定量盐溶液介质条件下，使粘弹性表面活性剂分子聚集，形成以长链疏水基团为内核，亲水基团向外伸入溶液的球型胶束；当粘弹性表面活性剂的浓度继续增加，表面活性剂胶束占有的空间变小，胶束之间的排斥作用增加，此时球形胶束开始变形，合并成为占有空间更小的线状或棒状胶束；棒状胶束会进一步合并，变成更长的蠕状胶束，这些胶束由于疏水作用会自动纠缠一起，形成空间交联网络结构，此时溶液体系具有良好的粘弹性和高剪切粘度，并具有良好的悬砂效果；随着表面活性剂浓度不断增加，交联网络状胶束还可以变为海绵状网络结构。
该胶束能有效输送支撑剂，遇地层水后胶束又会变成小球形胶束，达到破胶的效果。
2.清洁压裂液优点清洁压裂液具有滤失低、对地层无伤害等特点。
新型清洁压裂液性能评价
新型清洁压裂液性能评价X王新伟,林日亿,杨德伟(中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院,山东青岛 266555) 摘 要:随着高深井作业对压裂液耐温耐剪切及流变性要求的提高和胍胶成本的升高,急需廉价且性能好的无机高分子稠化剂替代原有胍胶。
本文通过对高分子稠化剂XH 系列清洁压裂液的流变性、粘弹性、滤失性、静态伤害、残渣含量等多方面室内测试评价,结果表明该新型压裂液不但具有优良的耐温耐剪切性、低残渣含量、良好的破胶性能,还具有优良的携砂和助排能力,满足深井高温压裂作业要求。
关键词:流变性;粘弹性;残渣;静态滤失 中图分类号:T E357.1+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)07—0048—02 深井压裂作业成功的关键是压裂液的高温流变性。
普通压裂液在深井作业中滤失量大、携砂性能差,压裂效果差。
高温胍胶压裂液价格极高,需要新型廉价压裂液的出现,XH 系列无机高分子清洁压裂液能否满足深井作业,需要科学的室内评价。
1 交联比的选择通过90℃恒温水浴4h 的养护实验对比,见表1。
得到XH 系列清洁压裂液的最佳交联比配方为高分子稠化剂(0.6%～0.7%)+交联剂(0.7%～1.1%)。
表1 0.6%稠化剂在不同交联比下的耐温效果配方交联比观察时间,h1234配方交联比观察时间,h12340.6%XH -15100:0.5变稀稀胶稀胶稀胶100:0.6变稀稀胶稀胶稀胶100:0.7变稀稀胶稀胶稀胶100:0.8变稀变稀变稀不可挑100:0.9可挑挂可挑变稀稀胶100:1可挑挂可挑挂可挑可挑100:1.1可挑挂可挑挂可挑挂可挑变稀0.6%XH -25100:0.5变稀不可挑挂不可挑挂不可挑挂100:0.6可挑挂变稀不可挑挂不可挑挂100:0.7可挑挂变稀不可挑挂不可挑挂100:0.8可挑变稀变稀不可挑100:0.9可挑挂可挑挂可挑可挑100:1可挑挂可挑挂可挑变稀(可挑)100:1.1可挑挂可挑挂可挑挂可挑挂2 测试性能参数2.1 液密度用自来水配备6‰的稠化剂基液500ml ,使用精度0.001g 的电子天平称100ml 的密度瓶的质量,再称盛满100ml 基液的质量。
胶囊破胶剂的性能评价
胶囊破胶剂的性能评价水基或乳化压裂液在进入或返排出地层裂缝之前，对压裂液的保持和破胶粘度是有特殊要求的。
但常规过硫酸铵（APS）破胶剂很难使两者都同时达到要求。
使用破胶剂的目的是为了解除压裂液保持的粘度，并减轻由水基或乳化压裂液引起的油层损害。
当压裂液中加入的APS破胶剂量过多，裸露的APS破胶剂直接与冻胶压裂液接触，很快造成该冻胶体粘度的下降，使其携砂能力减弱，影响造缝能力；而且降解的水基滤液又穿过滤饼（即裂缝壁面），从而引起严重的油层率液损害；相反，当压裂液加入的APS破胶剂量过少时，则会造成高粘的压裂液在支撑剂导流床上大量富集，从而造成压裂液残渣和滞留液也对该层的损害，甚至造成压裂液返排困难。
因此，研究新型的破胶剂与破胶技术具有重要的现实意义。
为了从根本上解决压裂液的交联与破胶矛盾，国外Halliburton公司开发了Optiflo-3胶囊技术，国内压裂酸化中心研制了NBA-101胶囊破胶剂，都较好的解决了这一问题。
在参考以上两者的基础上，我们采用先进的包衣和缓释技术及新的膜材料，开发和研制出了能控制破胶作用时间的系列胶囊破胶剂（BGA-8）。
用该破胶剂与油田现用压裂液配方进行了高浓度隔水性能、高浓度破胶释放、导流能力等性能测试。
结果证明，BGA-8胶囊破胶剂不仅具有良好的隔水和延迟破胶性能，而且在油层条件下，借助外力和溶蚀作用释放APS，能使压裂液具有优良的流变性和超常的返排特性，能提高支撑剂层的渗透率，因此，它在清除压裂液对目的层的损害方面具有广阔的应用前景。
而且，该胶囊破胶剂颗粒均匀、圆滑度好，选用的膜材料又具有可降解和溶蚀性，解决了其它胶囊破胶剂存在残余囊壳不能降解造成对油层损害的问题。
1胶囊破胶剂结构BGA-8胶囊破胶剂主要由两部分组成：囊心和囊壳。
结构如图1所示。
囊心为APS或其他常规固体破胶剂；囊壳为在底层条件下可缓慢降解和溶蚀的复合高分子材料。
其粒度可以根据要求在0.2mm-2.0mm之间任意筛选搭配，囊壳厚度在30μm左右。
MCB系列微胶囊破胶剂的性能
MCB系列微胶囊破胶剂的性能引言微胶囊化技术是将活性成分包裹在微胶囊内，形成一系列具有控释性能的微小胶囊。
然而，微胶囊体系的封闭性及囊壁的稳定性可能会限制胶囊内成分的释放。
因此，研究微胶囊的破胶机理和途径已成为当前的研究热点。
本文采用MCB系列微胶囊破胶剂，探讨其破胶剂的性能和适用性。
实验方法实验材料: MCB系列微胶囊、乙酸乙酯、甲醇、氯仿、硬脂酸。
实验过程:(1) MCB系列微胶囊溶解: 将MCB系列微胶囊取适量在加入乙酸乙酯中，并加热搅拌至胶囊完全溶解；(2) 加入破胶剂: 将制备好的胶囊溶液分别加入不同浓度的破胶剂：甲醇、氯仿、硬脂酸中；(3) 破胶剂的表征: 用显微镜观察水分散的MCB系列微胶囊的外貌；(4) 测定破胶剂的破胶率: 用高性能液相色谱法检测MCB系列微胶囊释放出来的有机物。
结果与讨论(1) 破胶剂的优缺点甲醇、氯仿和硬脂酸均可以作为MCB系列微胶囊的破胶剂。
但是，由于甲醇易挥发、氯仿易逸散和硬脂酸溶解度较低，因此这些破胶剂的使用可能会受到限制。
总体来讲，硬脂酸具有较优的可溶性、稳定性和相容性。
(2) 破胶剂的影响因素影响破胶剂效果的因素主要包括溶解度和浓度等。
如果破胶剂浓度太低，则可能无法使MCB系列微胶囊完全破胶；如果浓度太高，则可能出现破胶剂过多的情况，从而影响MCB系列微胶囊的成分释放。
(3) 浮动性和分散性经过破胶处理后，MCB系列微胶囊的微小粒径会发生变化，其分散性和可观测性也会发生变化。
显微镜下的观察发现，在破胶剂甲醇的作用下，MCB系列微胶囊的分散性较好。
而在氯仿和硬脂酸中，则会发生一定程度的已经凝集或附着在瓶底的情况。
(4) 破胶剂对微囊体系的影响破胶剂的作用不仅是使微囊体系中的有机物完全溶解，同时也可能对体系的其他性质进行影响。
根据高性能液相色谱法检测结果可得到，MCB系列微胶囊在甲醇、氯仿及硬脂酸中的释放均有所不同。
结论MCB系列微胶囊破胶剂可用甲醇、氯仿和硬脂酸。
压裂用胶囊破胶剂
≥60
残渣含量 ，mg/L
≤600
与压裂液其它添加剂的配伍性
无变色、分层、沉淀
试验方法
GB/T 6679-2003 固体化工产品采样通则
GB/T 4472-2011化工产品密度、相对密度测定通则
SY/T 63762008压裂液通用技术条件
SY/T51072016水基压裂液性能评价方法
SY/T 6380-2008压裂用破胶剂性能试验方法
压裂用胶囊破胶剂
项目分类
理化指标
压裂用胶囊破胶剂
项 目
指 标
外观
球状固体，颜色尺寸均一
粒径分布范围，（0.425mm-0.850mm）,%
≥85
密度，（g∕cm3）
≥1.0
有效含量，%
≥70
粘度保持率，%（80℃-120℃，1h）
≥80
破胶时间，min
≤300
破胶液表观粘度，mPa.s
≤5
释放率，%
SYT51071995水基压裂液性能评价方法
SY 中华人民共和国石油天然气行业标准SY／T 5107 -1995水基压裂液性能评价方法1995-12-25发布1996-06-30实施中国石油天然气总公司发布前言根据压裂液技术研究的发展、先进技术的引进、仪器设备的更新以及原标准实施过程中存在的—些问题，本标准对SY 5107—86《水基压裂液性能评价推荐作法》进行了修订。
本标准保留了原标准中多年实践证明适合我国压裂液性能测定方法的主要内容。
但随着我国压裂液技术研究发展，压裂液性能不断的提高和改善，为了更全面地测定压裂液性能，增加了用表面张力仪测定破胶液表面张力和界面张力的测定方法、压裂液交联时间测定方法、降阻率的现场测定方法；由于试验仪器设备的更新，增加了RV20粘度计测定压裂液流变性的方法。
压裂液对岩心基质渗透率损害机理的研究表明，压裂液滤液侵入，滤液在地层孔隙、喉道中发生物理化学变化，是造成压裂地层基质渗透率损害的主要原因。
因此，修订了压裂液对基质渗透率损害的测定方法，删去了原标准中粉剂含水、水不溶物测定方法，还删去RV。
测流变性及管路摩阻测定方法和附录中部分内容，对有的章、条内容作了补充完善和调整。
本标准与原标准相比章、条内容有变动。
本标准从生效之日起，同时代替SY 5107—86。
本标准的附录A是标准的附录；本标准的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。
本标准由油田化学专业标准化技术委员会提出并归口。
本标准起草单位：石油勘探开发科学研究院采油工程研究所、石油勘探开发科学研究院廊坊分院压裂酸化中心。
本标准主要起草人官长质何秉兰卢拥军崔明月目次前言l 范围 (1)2 引用标 (1)3 定义 (1)4 仪器设备及试剂 (1)5 压裂液试样制 (2)6 压裂液性能测定方法 (2)附录A(标准的附录) 压裂液性能测定结果表格式 (10)附&B(提示的附录) 旋转粘度计与管道或裂缝中K，n，值换算………………………………1l 附录C(提示的附录) 旋转粘度计测定说明附录D(提示的附录) 岩心渗透率损害率测定说明 (13)中华人民共和国石油天然气行业标准SY／T 5107 -1995代替SY 5107-86水基压裂液性能评价方法1 范围本标准规定了水基冻胶压裂液性能测定方法。
1-压裂液性能评价方法
流体具有屈服值，加上一定的压力后，流体才从静止状 态开始流动，剪切应力与剪切速率成线性关系,宾汉流 体的流动方程是： y D ②屈服假塑型流体
流体是带有屈服值的假塑型液流体，其流变方程为：
n y KD
③胀流型流体 流变方程为:
n KD
(n>1)
(2)幂律液体流动过程中的视粘度计算
砂、发生水锥和防止近井地带的相平衡破坏而向凝析转化。
同理，用以上各项技术，也可达到注水井增注的目的。
1.概述-油层改造工作液的含义
油层改造工作液主要是指在油层改造过程中， 应用的压裂液和酸液。 压裂液主要用于油藏的压裂改造，是油层水力 压裂改造过程中的关键环节。它的主要功能是张开 裂缝、并沿裂缝输送支撑剂。因此，性能优良的压 裂液是保证压裂施工成功的关键因素，压裂液的性 能包括压裂液的流变性、滤失性、摩阻等均对压裂 施工产生重要影响。一种性能优良的压裂液应当满 足粘度高、摩阻低、滤失量小、对地层无伤害、配 制简便、材料来源广、成本低等条件。
n
2)缝流
2n 1 幂律液体在裂缝中流动的本Hale Waihona Puke 方程： w K 3 n
n
在缝中任意断面上压裂液的视粘度为：
2n 1 6v f K 3n w
n
6v W
n
n 1
(2)压裂液的性能要求
前置液及携砂液，都应具备一定的造缝能力并 使裂缝壁面及填砂裂缝有足够的导流能力。
①滤失少
②悬砂能力强
③摩阻低
④稳定性 ⑤配伍性 ⑥低残渣 ⑦易返排
⑧货源广、便于配制、价钱便宜
目
录
1.概述
NHC_环保型清洁压裂液性能评价及现场应用
基金项目：国家科技重大专项课题《大型油气田及煤层气开发》（２０１６ＺＸ０５０２３００３）。
通讯作者：陈亚联，２０１０年毕业于西安石油大学化学工程与工艺专业，现在咸阳川庆鑫源工程技术有限公司从事压裂液及其添加剂的研发、制备、推广等工作。
通信地址：陕西省西咸新区秦汉新城兰池三路１６５９２号，７１００４２。
Ｅ ｍａｉｌ：ｃｈｅｎｙｌ２０８＠１２６．ｃｏｍ。
ＮＨＣ环保型清洁压裂液性能评价及现场应用陈亚联１，２ 刘永峰１，２ 左挺１ 刘国良１ 曹欣１ 廖乐军１（１．咸阳川庆鑫源工程技术有限公司；２．川庆钻探长庆井下技术作业公司）摘 要 为解决常规压裂返液不易回收利用的问题，制备了一种ＮＨＣ压裂液。
ＮＨＣ压裂液稠化剂为一种低分子多糖表面活性剂，具有多糖自交联及表面活性剂卷曲、缠绕的双重作用。
当稠化剂ＢＨＣ ２用量为０．４％～０．８％时，ＮＨＣ压裂液耐温抗剪切能力在７０～９０℃，在其返排液中加入０．３％～０．７％ＢＨＣ ２后，可再次形成压裂液。
现场试验表明：在清水中加入０．４％ＢＨＣ ２所形成的压裂液在施工过程中压力较平稳，在返排液中加入０．３％ＢＨＣ ２时即可形成交联液，实现携砂压裂。
ＮＨＣ压裂液配液及回收工艺较简捷，在长庆华池油田某井压裂施工７段，回收返排液１４３５ｍ３，返排液回收利率为９５．６７％，较好的利用了返排中的有效成分，减少了水资源的浪费，具有良好的环保效应。
后期数据分析表明：使用ＮＨＣ压裂液改造后储层产油量比胍胶压裂液提高７．５５％以上，表明该压裂液对储层伤害较小，有利于维持储层的原始动态平衡。
关键词 清洁压裂液；可回收；自交联；环保ＤＯＩ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００５ ３１５８．２０２３．０４．００８ 文章编号：１００５ ３１５８（２０２３）０４ ００３５ ０５犘犲狉犳狅狉犿犪狀犮犲犈狏犪犾狌犪狋犻狅狀犪狀犱犉犻犲犾犱犃狆狆犾犻犮犪狋犻狅狀狅犳犖犎犆犈狀狏犻狉狅狀犿犲狀狋 犳狉犻犲狀犱犾狔犆犾犲犪狀犉狉犪犮狋狌狉犻狀犵犉犾狌犻犱ＣｈｅｎＹａｌｉａｎ１，２ ＬｉｕＹｏｎｇｆｅｎｇ１，２ ＺｕｏＴｉｎｇ１ ＬｉｕＧｕｏｌｉａｎｇ１ ＣａｏＸｉｎ１ ＬｉａｏＬｅｊｕｎ１（１．犡犻犪狀狔犪狀犵犆犺狌犪狀狇犻狀犵犡犻狀狔狌犪狀犈狀犵犻狀犲犲狉犻狀犵犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔犆狅．，犔狋犱．；２．犆犆犇犆犆犺狌犪狀狇犻狀犵犇狅狑狀犺狅犾犲犜犲犮犺狀狅犾狅犵狔犆狅犿狆犪狀狔）犃犅犛犜犚犃犆犜 Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｓｏｌｖｅｔｈｅｐｒｏｂｌｅｍｔｈａｔｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｉｓｎｏｔｅａｓｙｔｏｂｅｒｅｃｙｃｌｅｄ，ａｎＮＨＣｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｗａｓｐｒｅｐａｒｅｄ．ＮＨＣｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｔｈｉｃｋｅｎｅｒｗａｓａｋｉｎｄｏｆｌｏｗｍｏｌｅｃｕｌａｒｐｏｌｙｓａｃｃｈａｒｉｄｅｓｕｒｆａｃｅａｃｔｉｖｅａｇｅｎｔ，ｗｈｉｃｈｈａｄｔｈｅｄｕａｌｆｕｎｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｐｏｌｙｓａｃｃｈａｒｉｄｅｓｅｌｆ ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇａｎｄｓｕｒｆａｃｔａｎｔｃｕｒｌｉｎｇａｎｄｗｉｎｄｉｎｇ．ＷｈｅｎｔｈｅｄｏｓａｇｅｏｆｔｈｉｃｋｅｎｅｒａｇｅｎｔＢＨＣ ２ｗａｓ０．４％ ０．８％，ｔｈｅｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｓｈｅａｒｒｅｓｉｓｔａｎｃｅｏｆＮＨＣｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｗａｓ７０ ９０℃．Ａｎｄｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｃｏｕｌｄｂｅｏｂｔａｉｎｅｄａｇａｉｎｂｙａｄｄｉｎｇ０．３％ｔｏ０．７％ＢＨＣ ２ｉｎｆｌｏｗｂａｃｋｆｌｕｉｄ．Ｆｉｅｌｄｔｅｓｔｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｆｏｒｍｅｄｂｙａｄｄｉｎｇ０．４％ＢＨＣ ２ｉｎｃｌｅａｎｗａｔｅｒｗａｓｓｔａｂｌｅｄｕｒｉｎｇｔｈｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ．Ｔｈｅｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｄｌｉｑｕｉｄｆｏｒｍｅｄａｇａｉｎｂｙａｄｄｉｎｇ０．３％ＢＨＣ ２ｉｎｆｌｏｗｂａｃｋｆｌｕｉｄｃｏｕｌｄｒｅａｌｉｚｅｓａｎｄｃａｒｒｙｉｎｇｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ．ＮＨＣｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｍｉｘａｎｄｒｅｃｏｖｅｒｙｐｒｏｃｅｓｓｗａｓｓｉｍｐｌｅ．Ｉｎｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｓｅｃｔｉｏｎ７ｏｆａｗｅｌｌｉｎＣｈａｎｇｑｉｎｇＨｕａｃｈｉｏｉｌｆｉｅｌｄ，１４３５ｍ３ｏｆｔｈｅｆｌｏｗｂａｃｋｆｌｕｉｄｗａｓｒｅｃｏｖｅｒｅｄ，ａｎｄｔｈｅｒｅｃｏｖｅｒｙｒａｔｅｏｆｔｈｅｆｌｏｗｂａｃｋｆｌｕｉｄｗａｓ９５．６７％．Ｔｈｅｅｆｆｅｃｔｉｖｅｃｏｍｐｏｎｅｎｔｓｉｎｔｈｅｆｌｏｗｂａｃｋｗｅｒｅｗｅｌｌｕｔｉｌｉｚｅｄ，ａｎｄｔｈｅｗａｓｔｅｏｆｗａｔｅｒｒｅｓｏｕｒｃｅｓｗａｓｒｅｄｕｃｅｄ，ｗｈｉｃｈｈａｄｇｏｏｄｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｅｆｆｅｃｔ．Ｔｈｅｌａｔｅｒｄａｔａａｎａｌｙｓｉｓｓｈｏｗｅｄｔｈａｔｔｈｅｏｉｌｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎｃｒｅａｓｅｄｂｙｍｏｒｅｔｈａｎ７．５５％ａｆｔｅｒｕｓｉｎｇＮＨＣｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈａｔｏｆｇｕａｎｉｄｉｎｅｇｕｍｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ，ｗｈｉｃｈｉｎｄｉｃａｔｅｄｔｈａｔｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｈａｄｌｅｓｓｄａｍａｇｅｔｏｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｎｄｉｔｗａｓｂｅｎｅｆｉｃｉａｌｔｏｍａｉｎｔａｉｎｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｄｙｎａｍｉｃｂａｌａｎｃｅｏｆｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ．犓犈犢犠犗犚犇犛 ｃｌｅａｎｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄ；ｒｅｃｙｃｌａｂｌｅ；ｓｅｌｆ ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ；ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔａｌｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎ·５３· 油 气 田 环 境 保 护 ２０２３年８月 ＥＮＶＩＲＯＮＭＥＮＴＡＬＰＲＯＴＥＣＴＩＯＮＯＦＯＩＬ＆ＧＡＳＦＩＥＬＤＳ Ｖｏｌ．３３ Ｎｏ．４ ０ 引 言目前压裂液体系仍以植物胶压裂液为主，植物胶压裂液破胶后均会产生大量的残渣，这些残渣在压裂前期形成滤饼会对地层渗透率产生影响，在后期返排时沉积于支撑剂中，使裂缝的导流能力降低，严重影响压裂改造效果［１ ２］。
改性瓜胶压裂液的合成与性能评价
改性瓜胶压裂液的合成与性能评价万鹏;熊青山【摘要】Aiming at poor temperature resistance of current hydraulic fracturing fluid, taking guar gum as raw material, the guar gum was modified by etherification, NaOH alkalization and halogenated hydrocarbon substitution, the optimal synthesis condition was determined. The modified guar gum was used as thickener, and the cross linking agent TMP-8A was selected. Rheological test showed that the system could meet the requirements of fracturing fluid at 170s-1 shear and 140℃ after 2 h test. In the system, the swelling rate of clay stabilizer DF-21 reached90.34%, and the gel breaking agent GC07 broke the gel at 114 min, and the surface tension of discharge agent DV-04 reached 18.5 mN/m. So the system has good compatibility, and meets the requirements of site construction.%针对目前水力压裂液耐温性不足的缺点,基于最常用瓜胶为原材料,对瓜胶经行醚化改性,先用NaOH碱化,再进行卤代烃取代,筛选出最佳合成条件.以改性瓜胶为稠化剂,优选出交联剂TMP-8A作为改性瓜胶的稠化剂,流变测试表明该体系在170 s-1剪切和140℃的条件下测试2h后,能满足压裂液要求.体系中粘土稳定剂DF-21的防膨率达到了90.34%,胶囊破胶剂GC07在114 min完成破胶,助排剂DV-04返排液表面张力达到18.5 mN/m.表明该体系具有很好配伍性,满足现场施工要求.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2017(046)012【总页数】3页(P2471-2473)【关键词】瓜尔胶;压裂液;改性;耐高温【作者】万鹏;熊青山【作者单位】长江大学石油工程学院, 湖北武汉 430100;长江大学石油工程学院, 湖北武汉 430100【正文语种】中文【中图分类】TE357油气田开采过程中，多年的施工经验表明，水力压裂改造技术是提高低渗油气储层开发效果的最高效的增产技术，已经成为深层油气藏开发的首选增产技术，受到越来越多的关注［1-3］。
压裂液用胶囊破胶剂
压裂液用胶囊破胶剂现场应用要求
在水基压裂施工中，聚合物稠化剂可以起到保持液体粘度以携带支撑剂和控制液体滤失等作用。
而这些聚合物若破胶不彻底，带有一定粘度时，会明显降低支撑剂填充带的导流能力。
因此，在压裂施工后这些聚合物必须彻底破胶返排。
这就需要加入足量的破胶剂。
然而，过量的加入常规破胶剂，会造成施工的不便利，另外对压裂液造成过早失去粘度，易造成脱砂、沙堵等施工问题。
胶囊破胶剂选用耐油、耐水、抗温且强度好的化工原料为囊衣，与筛选所得的破胶剂采用流化床法制备而得。
本品在水中有较低的释放率和足够的抗压强度，粒径均匀且与支撑剂的粒径相近，施工结束后在地层闭合压力作用下，在支撑裂缝内受到挤压而发生变形、破裂、集中释放出破胶剂，从而有效地降低压裂液粘度，大幅度减小压裂液对支撑裂缝的伤害。
是传统破胶剂理想的替代品。
1、满足各项指标要求
粒径（0.425 mm～0.85mm）分布百分数≥50
破胶剂有效含量≥60％
释放率≥60%
2、耐高温
3、适用范围广，不受基液PH值的影响。
4、対岩心伤害小，防止压裂液过早破胶，有效提高施工顺利完成。
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文章编号:1000-2634(2002)06-0068-03用于压裂液的胶囊破胶剂性能评价Ξ吴敏1,叶艳2(1.西南油气田分公司天然气研究院,四川泸州646002;2.西南石油学院研究生院)摘要:胶囊破胶剂是近年发展起来的一种新型破胶技术。
它是以一种或多种常用的破胶剂为囊心,表面裹上一层防水的囊衣材料而形成的微小胶囊,具有延缓释放破胶剂的特点,在压裂作业中可高浓度使用而不影响其它流变性能。
简述了胶囊破胶剂技术的现状、类别、特点,并选用国内外的部分胶囊破胶剂样品进行了室内性能评价实验。
关键词:胶囊破胶剂;压裂液;破胶剂;释放中图分类号:TE357.12 文献标识码:A 自50年代以来,水力压裂技术在油气增产作业中应用日益广泛。
压裂液中的胶凝剂用来提高液体粘度,控制流体滤失,携带支撑剂。
在完成造缝、控滤及携砂后,则要求聚合物降解,迅速彻底地返排出液体,恢复油气生产。
如聚合物降解不好,就会产生明显的伤害,降低油气产量。
在不同的储层条件下,聚合物具有不同的降解方式。
一般在地层温度>93℃时,聚合物可自行降解;54～93℃时可用氧化物类破胶剂;<54℃时可用酸或酶作破胶剂[1]。
常用的破胶剂包括过硫酸盐,酶类,酸,KMnO4等。
这些常规破胶剂随压裂液泵入,遇热即开始发挥作用,随时间延长而不断破胶。
其降解聚合物速度与破胶剂用量成正比。
如果在泵入时加入太多破胶剂,压裂液就会过早降解,使油层受到入井流体严重的穿透伤害;如果用量过少,则破胶不彻底,在裂缝层表面与中心形成滤饼,对油层造成残渣和滞留体伤害,降低导流能力。
为解决这个矛盾,发展起一种新型的延迟释放破胶技术,即在常规破胶剂外包裹上一层防水囊衣材料,形成胶囊破胶剂。
它可在保证高浓度破胶剂的条件下又不改变流体的流变特性。
90年代以来,胶囊破胶剂在各国不同区块、数百井次的现场应用中,取得了良好的增产效果。
1 类别及特点大量文献调研表明,胶囊破胶剂种类繁多。
按其所针对的压裂液类型,主要可分为三类。
1.1 用于水基压裂液的胶囊破胶剂压裂液中的胶凝剂包括胍胶及其衍生物,纤维素衍生物;交联剂可以是锆、钛、锑、铝、硼。
破胶剂主体通常为过硫酸铵,过硫酸钠,生物纤维素酶,碳酸钠,过氧化物,酸等。
这也是目前用途最广、研究最多的一类胶囊破胶剂。
1.2 用于交联酸冻胶的胶囊破胶剂[2]酸为常用水溶性酸,交联剂常用含2个碳以上有机钛或锆。
破胶剂主体常为氟化物,磷酸盐,硫酸盐及聚羧酸盐化合物等。
1.3 用于油基压裂液的胶囊破胶剂在20～65℃油基压裂液中使用,以CaO和Ca(OH)2为破胶剂主体,油溶性材料作囊衣,聚合物应包含聚烯烃或聚烯烃-醋酸乙烯共聚物。
2 国内外发展及现状胶囊破胶剂是以一种或多种常用的破胶剂为主体,通过一定的生产工艺,在表面裹上一层物理、机械性能良好的囊衣材料而形成的微小胶囊。
具有隔水耐温作用的囊衣使破胶剂在随压裂液泵入初期不发挥作用,压裂施工完后,流体滤失压力下降,裂缝闭合,在充填层内产生极高的点对点的压力,从而使囊衣破碎,释放出破胶剂来。
另外,囊衣的溶解、分解,液体的渗透及温度等因素也是破胶剂释放的原因。
胶囊破胶剂的用量通常可达常规破胶剂的8～第24卷 第6期 西南石油学院学报 Vol.24 No.6 2002年 12月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Dec 2002Ξ收稿日期:2002-02-28作者简介:吴敏(1971-),女(汉族),四川南充人,工程师,学士,主要从事油气井开发生产中油田化学剂的研究与应用工作。
10倍[3]。
从1989年4季度首次在现场使用胶囊破胶剂以来,延迟破胶技术曾在包括加利福尼亚,新墨西哥,西德克萨斯等地区的几百口油气井中使用,与常规破胶剂相比,排液率增加,需要抽汲的井大为减少,累计产量和初始产量都明显增加[1,4,5,6]。
国内初期胶囊破胶剂是用于水基聚合物压裂液的双层微囊破胶剂,可使支撑剂充填层的渗透率从35%提高到49%。
1995年,新疆石油管理局又研制了一种三层球体式胶囊破胶剂,所用的囊衣材料在4～8h内能自行溶解于油,对地层不会造成二次伤害。
近年,总公司石油勘探开发科学研究院研制开发了NBA-101胶囊破胶剂[7]。
它是在过硫酸盐材料表面包裹一层或多层特制的高分子薄膜而形成的20～40目微粒。
3 室内性能测试3.1 实验内容与方法为了对胶囊破胶剂的性能、特点有更直观的认识,尤其是对它们释放有效成分的能力、室内评价方法及它对压裂液性能的影响有更充分的了解,我们选取了2种胶囊破胶剂样品,进行室内性能评价实验。
2种样品分别为国外公司的A剂和国内的B 剂。
实验内容包括胶囊破胶剂的破碎方法、破碎条件、囊心有效组分含量测试、破胶剂释放率及在压裂液中的性能等。
实验方法参照有关标准进行。
3.2 胶囊破胶剂的破碎方法与条件胶囊破胶剂在室温、常压条件下放置,外层胶囊不破碎,破胶剂有效组分包裹在囊衣中不发挥破胶作用。
当地层裂缝闭合产生压力和撞击,或温度升高,则导致外层囊衣不同程度的破碎而释放出破胶剂来。
这也是胶囊破胶剂能高浓度使用而不影响流变等性能的重要原因。
我们目前的室内条件难以完全模拟地层情况,在探索大量实验方法的基础上,决定采用两种方法使胶囊破胶剂破碎释放。
一种是将样品装入压制机(Compactor)内,加载不同压力,保持一定时间使其破碎。
推荐模拟裂缝闭合压力为40MPa。
另一种方法是将样品在一定温度下的蒸馏水中放置不同的时间,使其逐渐释放。
因为胶囊破胶剂A、B是适用于中温地层的胶囊破胶剂,选定的考察温度为70℃。
据资料介绍,A、B两种胶囊破胶剂的囊心组分均为过硫酸盐,因此我们采用了碘量法分析释放出的破胶剂含量。
3.3 有效含量的测试称取2.00g破胶剂样品,装入压制机内,分别对样品加载10、20、30、35、40MPa的不同压力,保持3min;将压制后得到的内容物配成1%溶液静置30 min;用碘量法测定不同压力下的过硫酸盐含量;以压力为横坐标,释放出的过硫酸盐含量为纵坐标作图,当含量随压力变化达到稳定时的对应值即为胶囊破胶剂有效含量。
实验结果见图1。
图1 胶囊破胶剂有效含量从图1可见,加载压力的大小对胶囊破胶剂的破碎释放影响很大。
随着压力的增加,释放出的过硫酸盐含量明显升高。
当压力达到30MPa时,释放含量基本趋于稳定。
实验结果表明,胶囊破胶剂A、B的有效含量分别为85.90%和76.20%。
3.4 释放率的测试取1.00g胶囊破胶剂与20.00g陶粒混合,装入压制机,加载压力40MPa,测定通过挤压破碎释放的破胶剂含量。
通过式(1)计算出胶囊破胶剂释放率。
R=(η2/η1)×100(1)式中R—胶囊破胶剂释放率,%η1—胶囊破胶剂有效含量,%η2—胶囊破胶剂挤压破碎释放的含量,%经分析测定,A、B通过挤压破碎释放的过硫酸铵含量分别为66.19%和52.33%。
根据实验结果,A、B剂的释放率分别为77.05%和68.67%。
3.5 温度对破碎释放的影响将胶囊破胶剂分别加入到室温(20℃)和70℃蒸馏水中,取样,分析测定10～120min所释放出的过硫酸盐含量。
实验结果见表1。
96第6期 吴敏等: 用于压裂液的胶囊破胶剂性能评价表1 温度对胶囊破胶剂释放的影响(常压)时间/min 过硫酸盐含量/%A20℃ 70℃ B20℃ 70℃100.500.58 0.550.6530 1.428.30 2.6217.9160 2.2015.38 4.0026.1590 4.1537.74 6.8542.181205.4646.32 9.2354.15从表1来看,温度对胶囊破胶剂有效组分的释放影响明显。
在室温下释放量很低,当温度为70℃时,释放速度明显加快,破胶剂中的有效组分在120min 时可释放约50%。
另外,在一定温度下,随着时间的延长,胶囊破胶剂破碎释放出的过硫酸盐含量增加,这与囊衣的耐水性也有关。
耐水性越好,囊衣壁越厚,释放出的量随时间上升的趋势越小。
3.6 对压裂液性能的影响将A 、B 两种胶囊破胶剂分别加入到HP G Ο有机硼压裂液体系的配方中,用Fann50旋转粘度计测试它们在常压,70℃,170s -1下的抗剪切性能,并与加入过硫酸盐常规破胶剂的压裂液对比。
实验结果见图2。
图2 胶囊破胶剂对压裂液性能的影响从图2可见,加入常规过硫酸盐破胶剂的压裂液,其表观粘度在30min 内迅速从328.4mPa ・s 下降为约20mPa ・s ;而使用胶囊破胶剂时,即使其加量增加4倍,它所在的压裂液粘度下降仍很平缓,剪切120min 后,A 、B 破胶剂的压裂液体系表观粘度均在150mPa ・s 以上。
因此现场施工过程中,胶囊破胶剂可高浓度使用,或与常规破胶剂配合使用。
与常规破胶剂相比,在室温下配制压裂液的过程中,胶囊破胶剂基本不发挥作用。
施工结束后,受裂缝闭合应力和温度等多重作用,胶囊破胶剂将迅速释放出破胶剂,既可保证压裂液的充分破胶水化,减少对地层的伤害,又不会在配液泵注时影响压裂液的流变和携砂能力。
4 结 论(1)胶囊破胶剂是以常规破胶剂为主体,表面裹上一层防水囊衣材料而形成的微小胶囊。
它具有既可高浓度使用破胶剂又不改变流体流变性能的特点。
(2)胶囊破胶剂在压力和温度的作用下会释放出其中包裹的有效组分。
随压力和温度的上升,释放的量增加;常温常压下则基本不起破胶作用。
(3)与常规破胶剂相比,加入胶囊破胶剂的压裂液抗剪切能力明显提高;同时,因其在压裂液中的高用量,可实现更迅速、更彻底地破胶。
参考文献:[1] Parker M A ,Laramay S B.properties and application ofdelayed -release breakers[C].SPE 24300,1992.[2] Joel L Boles ,Arthur S ,Metcalf ,Jeffrey C .Coatedbreaker for crosslinked acid[P].US :5497830,1995-4-6.[3] DOWELL Co.Fracturing Materials Manual[R ].Decem 2ber 1993.[4] Janet Gulbls ,K lng M T ,Hawklns Q W ,Brannon H D ,et al.Encapsulated breaker for aqueous polymeric fluids [J ].SPE Production Engineering ,February 1992.[5] Joe Small ,Mike Wallace ,Steve Van Howe.Improvingfracture conductivities with a delayed breaker system :A case history[C].SPE 21497,1991.[6] 朱海峰,盛杰,化得元.水基聚合物压裂液双层微囊破胶剂[P].CN :1099786A ,1995.[7] 赵忠扬.优质植物胶水基压裂液系列研究与应用[J ].石油与天然气化工.1997,26(3):185-187.(编辑 朱和平)7西南石油学院学报 2002年F L UIDL I XiaoΟming(S outhwest Petroleum Institute,Nanchong Sichuan637001,China),PU XiaoΟlin.JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.24, N O.6,53-56,2002(ISS N1000-2634,IN CHIN ES E)A new kind of lowΟdensity system,which is called recy2 clable microΟfoam drilligfluid,has been put forward recently both domestic and overseas.It has overcome most disadvantages of conventional foam system such as bad pumping and oneΟoff use that may lead to lots of waste of agents and serious environ2 mental pollution.Based on the theoretic analysis of formations and stability of the microΟfoam system,a physical chemistry model has been put forward in this paper.By a lot of experi2 ments on the basis of the formation,stability and application conditions,a system that can accord with the hypothetical con2 ditions has been obtained finally.The system has many advan2 tages such as high stability,adjustable density(range from0.5～0.9g/cm3),low filtrate and good ability to resist salt,calci2 um and temperature.K ey w ords:foam drilling fluid;microΟfoam;stability;mi2 crostructure;macroΟcapacitySYNTHESIS OF A N OVE L GEMINI SURFACTANT HAN TieΟzhu(S outhwest Petroleum Institute,Nanchong Sichuan637001,China),HU XingΟqi,L IO FuΟmei.JOU R2 NAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL. 24,N O.6,57-59,2002(ISS N1000-2634,IN CHIN ES E)G emini surfactant is a new type of surfactant,which is made up of two identical amphiphilic moieties covalently con2 nected to the level of the head group by a spacer group.As a re2 sult,the separation between the polar head groups within G em2 ini surfactants is strongly decreased when they aggregate and furthermore the surface activity is greatly pared with general surfactants,introduction of G emini surfactants is a breakthrough in concept.Therefore G emini surfactants were re2 puted as a new generation of surfactants.An easy synthesis method of a novel G emini surfactant is reviewed by the alka2 nization of tertiary amine and the proton transfer reaction be2 tween multiple isocyanate and reagent containing active hydro2 gen.The structure is analyzed by IR test and surfaceΟactive property is determined.Results show that the surfactant has u2 nique structure and possess excellent surfaceΟactive properties.K ey w ords:surfactant;gemini;spacer group;high sur2 face activityLAB ORAT OR Y STU DY ON INTERFACIA L RHE OLOGICA L PR OPERT Y OF POLYMER/SURFACTANT DISPLACE2 MENT SYSTEMYE ZhongΟbin(S outhwest Petroleum Institute,Nanchong Sichuan637001,China),SHI LeiΟting,Y AN G JianΟjun,et al.JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI2TU T E,V OL.24,N O.6,60-63,2002(ISS N1000-2634, IN CHIN ES E)By means of deepΟchannel viscous traction interfacial vis2 cometer and improved measuring method,the surface viscosity of polymer/surfactant dual system and the interfacial viscosity between polymer/surfactant and simulation oil have been mea2 sured.Results show that the rheological property of surface lay2 er of polymer/surfactant fluids system is quite different from that of interfacial layer between polymer/surfactant and simula2 tion oil.The new parameter,dimensionless interfacial viscosity proposed in this paper,can describe the interfacial rheological property better,because it is free from the influence of bulk vis2 cosity.Polymer concentration influences interfacial rheological property remarkably,while polymer concentration located in the two sides of its critical associating concentration,the ten2 dencies of dimensionless surface viscosity and dimensionless in2 terfacial viscosity with surfactant concentration are inconsistent.K ey w ords:interfacial viscosity;combination chemical flooding;enhanced oil recovery;hydrophobical associating poly2 mer;polymer;surfactantSTU DY OF E LASTICIT Y IN OI L DISPLACEMENT PR O2 CESS B Y HPAMZHU Y angΟwen(Shengli Oilfield Co,Ltd,Dongying Shangdong257000,China),ZHAN G Y iΟgen,L IU Kun,et al.JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI2 TU T E,V OL.24,N O.6,64-67,2002(ISS N1000-2634, IN CHIN ES E)When hydrolyzed polyacrylamide(HPAM)solution flows in porous medium,it will exhibit elasticity and enhanced valid viscosity if velocity reaches a critical value.But we do not have the same opinion about its valid distances of elasticity and how much contribution to oil displacement efficiency when it is flow2 ing from injection well to producing well under changeable ve2 locity.In this paper,the effect of injecting velocity on the elas2 ticity of conventional HPAM has been studied.The oil dis place2 ment efficiency of HPAM is compared with nonΟelastic Xanthan gum and glycerin,and the maximum distance of elasticity of the polymer solution flowing in the reservoir has been decided.K ey w ords:hydrolyzed polyacrylamide;elasticity;critical velocity;oil displacement efficiencyPERFORMANCE EVA L UATION OF ENCAPSU LATE D BREAKER IN FRACTURING F L UIDSWU Min(Natural G as Research Institute of S outhwest Oil and G as Branch,Luzhou Sichuan646002,China),YIE Y an. JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E, V OL.24,N O.6,68-70,2002(ISS N1000-2634,IN CHI2 N ES E)An encapsulated breaker is composed of particles that are coated with a waterproof coating,which can reduce releasingⅤNo6 Journal of S outhwest Petroleum Instituterate of the breaker.The encapsulated breaker can be used in fracturing treatment at higher concentrations and has littleinflu2 ence on viscosities of fracturing boratory study on per2 formance of the encapsulated breaker has been conducted by comparing with other products from abroad and home,which has indicated a method and results of rheological properties of the fracturing fluid.K ey w ords:encapsulated breaker;fracturing fluid;break2 er;releaseSTU DY ON PH OT OCATA LYTIC OXIDATION DEGRADA2 TION OF PHEN OL IN AQUE OUS SOL UTIONCHEN Ji(S outhwest Petroleum Institute,Nanchong Sichuan637001,China),RAO XiaoΟtong,ZHAO Bo,et al. JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E, V OL.24,N O.6,71-73,2002(ISS N1000-2634,IN CHI2 N ES E)A new TiO2ΟAg compound catalyst that is made by solΟgel method has been introduced.When treating water sample con2 taining phenol by the catalyst,the conditions of the photo2 catalytic oxidation degradation,influential factors and degrada2 tion rate have been studied.Experimental results show that the catalyst has a fairly good activity of catalytic oxidation to phenol in aqueous solution under sunlight.Under the conditions of hav2 ing air flow through,p H=4.0,concentration of phenol is5 mg/L and treating time is3hours,the removal rate of phenol can reach about98%.For the catalyst,its performance is sta2 ble,easy to settle down and separate and it is reusable by high temperature activation.S o it is able to reduce costs of water treatment effectively.K ey w ords:photocatalytic oxidation;titanium dioxide; phenol;wastewater treatmentONE APPR OACH OF HARNESSING REFINING WASTE A L KA L I L IGU OR CONTAINING ORG ANIC SU LFIDESGUO ChuanΟmei(S outhwest Petroleum Institute,Nan2 chong Sichuan637001,China),TAN G XiaoΟdong,Sun G ang, et al.JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI2 TU T E,V OL.24,N O.6,74-77,2002(ISS N1000-2634, IN CHIN ES E)The process of acidization of waste alkali liquor and airstrip has been put forward in this paper.Part of compressed air (9.5%)used by recovery apparatus is taken into the stripping tower of waste alkali liquor as stripping air and the stripped H2S、RHS go along with air to recover sulfur in the recovering sulfur tower,which not only saves the energy consumption of air stripping apparatus,but also fully recovers resources of sulfur and decreases environmental pollution caused by waste alkali containing organic sulfides in oil refining.This approach is of great significance for our refinery in processing the Middle East crude oil with high content of sulfur and harnessing waste alkali liguor containing sulfur.The optimum experimental conditions are as follows:vitriol(98%)84ml/L,p H=4.5～5.5,strip2 ping temperature90℃,stripping time2.5h.After the airstrip, the waste alkali liguor can be used to produce sodium sulfate or be directly discharged after dilution in engineering workshop. The total content of sulfur in discharge water is<1mg/L、p H =7,which reaches the first degree of G B8987-1996.K ey w ords:waste alkali liquor containing organic sulfides; acidizationΟairstrip method;comprehensive utilization;process; environment protectionREASEARCH OF OI L FI LE LD GR OUN D WATER IN JEC2 TION SYSTEM PR OGRAMMING TECHNIQIUEL IAN G GuangΟchuan(S outhwest Petroleum Institute, Nanchong Sichuan637001,China),ZHAO JinΟzhou, ZHEN YunΟping,et al.JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.24,N O.6,78-81,84, 2002(ISS N1000-2634,IN CHIN ES E)The ground water injection system is the important part of oil field flooding system,its programming influences the invest2 ment and running cost of total system.The programming method of the ground flooding system was studied in this paper and the total optimization problem was separated two parts,the programming of water injection branch line and that of water injection trunk line.In the programming of water injection branch line,a mathematical model aimed at system investment and reliability was proposed,the resolve method of this model was also provided.In view of the features of water injection trunk line,the optimization of trunk line and the minimum in2 vestment was reached through optimization of pump station po2 sition,defining the alignment of main trunk line and the inter2 section point of trunk line and branch line under the situation of meeting the demand of water injection technology.K ey w ords:Ground water injection system;MultiΟobjec2 tion programming;ReliabilityF LOW LAW ON STRATIFIE D LAMINAR F LOW IN PIPEHE ChengΟcai(S outhwest Petroleum Institute,Nanchong Sichuan637001,China).JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.24,N O.6,82-84,2002 (ISS N1000-2634,IN CHIN ES E)In the paper,twoΟphase stratified laminar flow law in pipe was established with fluid mechanics NΟS equations.The cou2 pling conditions of the two phase interface was set up the fluid mechanics analysis of the two phase laminar interaction and the mathematics equations of the two phase stratified flow and the flow law was obtained the transportation of hight viscidity fluid easily comes true by the application of the stratified flow princi2 ple.K ey w ords:flow in pipe;stratified flow;mathematical model;pressure drop.ⅥAbstract 2002。