页岩气压裂用滑溜水胶液一体化稠化剂研究

为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s^(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。     

页岩气压裂用滑溜水胶液一体化稠化剂研究

为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s~(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。     

绿色氧化剂K2FeO4对瓜尔胶的降解实验研究

瓜尔胶在油田压裂液中作为稠化剂被广泛使用,作业后的压裂返排液中瓜尔胶难以自然降解,对环境造成严重危害;探索绿色高效处理油田压裂返排液的方法成为研究的热点和难点.本实验以K2FeO4为绿色高效氧化剂,对模拟压裂返排液(质量浓度为0.3‰瓜尔胶溶液)进行了降解实验研究,结果表明,当K2FeO4用量为0.5 g/L,反应温度30 ℃,反应pH值为12.0时,溶液降黏率最大可达89.27%,COD去除率为36.27%,且氧化剂反应为三价铁离子,绿色无污染.     

石楼西混合水循环压裂液体系应用

为提高返排液重复利用比例问题,结合混合水压裂技术的发展及在鄂尔多斯盆地的应用,提出了循环压裂液体系.处理水中各离子质量浓度普遍高于现场清水中的浓度,前者配置的线性胶黏度为23 mPa·s,低于后者约2 mPa·s;同时,前者配置的交联胶耐温耐剪切性能明显弱于后者,70℃剪切70 min黏度降低至50mPa·s以下.处理水配置的破胶液表界面张力数值分别为25.49 mN·m-1和7.81 mN·m-1,均低于现场清水配置的破胶液,基本满足现场应用要求.     

瓜尔胶压裂返排液回用技术在气井中的应用

储层改造规模的加大对水资源的需求逐渐增加,压裂返排液的重复利用越来越受到关注。根据硼酸根离子的水解、络合反应机理,加入配位体PWT-2调节瓜尓胶压裂液返排液处理水(简称处理水)中硼酸根离子的有效含量,保持处理水中瓜尓胶压裂液的基液黏度及交联延迟时间与清水配置的一致,基液黏度约28~32 m Pa·s,交联延迟时间为75~150 s。通过加入缓冲剂HC-J调节瓜尓胶压裂液p H约为10.0,控制体系硼离子的有效浓度,降低多价阳离子的含量;将处理水与现场清水按照体积比2∶1的比例配置瓜尓胶压裂液,提高体系的耐温性能;稀释后配置的瓜尓胶压裂液在110℃剪切120 min,黏度保持250 m Pa·s以上,若加入胶囊破胶剂剪切50 min后黏度可降低至40 m Pa·s以下。     

适用于页岩气开发的高效滑溜水压裂液体系研究

为满足页岩气储层体积压裂对大排量、大液量的要求,需采用滑溜水压裂液体系进行压裂施工。通过大量室内试验,优选出了性能优良的压裂液添加剂,包括减阻剂CY-1、防膨剂CRJ-2和助排剂CPJ-1,并通过浓度优选以及性能评价等试验,建立了一套适合页岩气储层开发的高效滑溜水压裂液体系,具体配方(w)为:0.1%减阻剂CY-1+1.5%防膨剂CRJ-2+0.5%助排剂CPJ-1。对优选的高效滑溜水压裂液体系进行了性能评价,结果表明:该压裂液体系属于假塑性流体,具有良好的流变性能;其降摩阻性能明显优于常规胍胶压裂液体系,具有低摩阻特点;并且压裂液体系对储层段天然岩心的渗透率伤害率仅为5%左右,具有低伤害的特性,能够满足目标区块页岩气储层压裂施工对压裂液性能的要求。     

延长油田胍胶压裂返排液循环利用技术研究

延长油田油井压裂作业产生的胍胶压裂返排液"四高"(总铁、黏度、悬浮物、细菌)。采用"水质调节-强化絮凝-O_3催化氧化"三步法工艺进行处理后回用。研究表明,在强化絮凝的基础上,通过投加固体催化剂进行臭氧催化氧化反应,返排液黏度显著降低,水质处理效果优良。该工艺最佳参数:pH值为9.0,絮凝剂IF-A投加800 mg/L,助凝剂FA-B投加1.5 mg/L,在A系列固体催化剂与压裂返排液接触环境中通入臭氧30 min。处理后的返排液,总铁浓度可降至1.0 mg/L以下,悬浮物浓度降至2.0 mg/L以下,黏度低于1.10 mPa·s。用三步法处理后液回配滑溜水压裂液的各项指标与用饮用水配制的滑溜水压裂液性能接近,均能满足地方标准《压裂液用滑溜水体系》的要求,符合现场滑溜水压裂液配制用水的要求,并应用于指导页岩气压裂返排液的处理及回用。     

页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、降阻性能及破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~100℃条件下具有良好的流变性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.05%条件下,2h内即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m,残渣含量小于100mg/L;最后将SRFP线性胶压裂液成功应用于宁夏某重点页岩气探井,最高砂比为22%,平均砂比为8%,返排液黏度小于5mPa·s。     

一种可回用瓜尔胶压裂液体系的研究

针对渭北油田水资源短缺、压裂用水困难,结合渭北长3油藏储层的特征,研发了一种可回用压裂液体系,合成了可回用压裂液稠化剂磺酸基羟丙基瓜尔胶。采用有机硼交联,通过对返排液进行处理后再配液,实现了瓜尔胶压裂液的三级回用。三次配液综合性能良好,耐温耐剪切性优、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小,可以满足同类储层压裂施工的需要。     

基于水凝胶界面光蒸发的压裂返排液脱盐降污处理

压裂返排液的无害化处理是页岩气绿色开发中亟待解决的问题之一，也是实现“双碳”目标的重要组成部分。本文以天然高分子材料假酸浆胶(NPG)、聚乙烯醇(PVA)为原料，聚吡咯(Ppy)为光吸收剂，制备了具有双网络套孔结构的超亲水性水凝胶(SH)。以太阳能为驱动力，将基于该水凝胶的界面光蒸发技术用于压裂返排液的核心脱盐降污处理，实现了压裂返排液的低能耗达标外排处理。实验结果表明：在1个标准太阳光强度下(1kW/m²),SH处理压裂返排液的界面光蒸发速率最高为3.59kg/(m²·h)，平均光蒸发效率高达96%以上。经脱盐降污处理后的返排液总溶解固体量低于150mg/L，各类盐离子浓度显著降低3～4个数量级，TOC含量去除率高达87.1%。同时水凝胶具有良好的抗盐性和自洁功能，能确保其长期、持续使用。     

氧化破胶-絮凝过滤工艺降黏处理压裂返排液的研究

针对压裂返排液黏度较大、有机污染物含量高和处理难度大的特点,采用以Fenton试剂为氧化剂,聚合氯化铝为絮凝剂的氧化破胶-絮凝过滤工艺对其进行降黏处理和回收利用,并以黏度为指标,考察了Fenton试剂中H_2O_2(30%)、FeSO_4(0.5 mol·L~(-1))添加量及溶液pH、氧化破胶反应时间、絮凝剂种类和用量对降黏效果的影响。结果表明,对于100 mL黏度为16 m Pa·s的油田压裂返排液,当溶液pH为3.0,Fenton试剂中H_2O_2和FeSO_4添加量分别为0.48 mL和0.3 mL,反应时间为50 min时,氧化破胶效果最佳;氧化破胶后的溶液再经0.5 g聚合氯化铝絮凝过滤处理后,黏度可以降至1.1 m Pa·s,溶液中的大部分污染物也被除去,可以实现循环回收利用。     

高粘滑溜水CJ压裂液性能评价及应用

本文就一种新型高粘滑溜水CJ压裂液进行了室内评价及现场试验。评价表明该滑溜水压裂液具有减阻效率高、起粘快、溶解迅速、耐盐性能好等优势。由于使用浓度低,粘度高,即可作为前置液造缝,还可以作为携砂液连续携砂,循环使用,解决了国内压裂液造价高、破胶不彻底污染地层以及返排液的环境问题,同时可采用污水配制,解决了干旱地区的压裂问题。经矿场试验,效果良好。     

压裂液返排液对页岩储层裂缝的损害实验评价

页岩气井经过大规模体积压裂施工后会有大量的压裂液返排液滞留在储层裂缝中,这会对页岩储层造成一定的损害.因此,选择涪陵地区某页岩气井压裂液返排液和储层页岩为研究对象,开展了压裂液返排液对页岩储层裂缝的损害实验评价,并分析了其损害机理.结果表明:页岩储层岩心经过压裂液返排液污染后,渗透率明显下降,使用线性胶和滑溜水压裂液返...     

FLICK减阻剂低温低伤害滑溜水研究与现场应用

EYY1HF井是位于黄陵背斜的一口评价井,试气目的层为寒武系水井沱组一段,地层压力系数1.0～1.1,目的层温度55℃,属于常压低温页岩气井。在压裂改造过程中要求滑溜水中高分子聚合物在储层温度下可降解,压后具有较低的表面张力及较少的残渣,利于压后返排,减少储层伤害;此外,要求滑溜水黏度可调,可实现"变黏"压裂,提高裂缝复杂性。针对上述要求,开展了减阻剂、助排剂、黏土稳定剂及聚合物降解剂等添加剂研究及性能评价,通过配伍性实验及综合性能评价形成了FLICK减阻剂低温低伤害滑溜水体系。该体系减阻率70%,表面张力28 mN/m,毛细管吸收时间(CST)比值1.5,膨胀体积3 mL,在20℃条件下降解液黏度2 mPa·s,降解后分子量10 000,应用结果表明,该体系可以满足常压低温页岩气藏体积压裂的需求。     

压裂返排液回注处理及可行性评价

为了充分利用水资源,压裂返排液多在处理后回注。为了确保回注效果,需要进行处理后压裂返排液的回注可行性评价。采用化学氧化与絮凝处理方式对压裂返排液进行了处理,通过对水质离子含量、混合水结垢量及配伍性、黏土膨胀率、储层伤害率的分析研究,对其回注可行性进行了评价。结果表明:压裂返排液经过"氧化-絮凝"处理后,压裂返排液的悬浮物质量浓度为1.6 mg/L、含油量低于1.0 mg/L,黏土在处理后压裂返排液中的防膨率为92.68%;处理后压裂返排液与储层产出水混合体积比为3∶7时,结垢量低于72 mg/L;当处理后水含油量、悬浮物质量浓度低于6.00 mg/L时,对储层渗透率的伤害率低于20%。     

除硼树脂在压裂返排液回用中的应用

油气田废水压裂返排液由于富含硼而限制了处理后水的回用。采用动态法树脂除硼处理，设计了混凝-沉降-过滤-吸附回用处理工艺流程，集成了一套3 m³/h的中试装置、一套25 m³/h的现场处理装置，并开展了现场试验。结果表明：1)树脂除硼最佳条件为：水质的pH调节为7～8、当吸附柱径高比为1:10时处理水的流速应不大于8 mL/min;2)返排液吸附处理后，硼含量由11.35 mg/L降为1.22 mg/L，去除率可达89.3%，达到了《压裂返排液回配压裂液用水水质要求》DB 61/T 1248-2019的技术要求；3)吸附处理后的水可用于滑溜水的配制，也可用于瓜胶压裂液的配制，其性能满足《压裂用滑溜水体系》DB.61/T 575—2013、《压裂液通用技术条件》SY/T 6376—2008的技术要求。     

一种深层页岩储层耐温耐盐滑溜水体系研究

深层页岩储层具有埋藏深度大,地层温度高,敏感性强等特点,在大规模、大排量为典型特点的体积压裂过程中,存在液体施工摩阻高、施工压力高,携砂性能弱、加砂难度大,液体性能差、储层伤害严重等问题,成为制约深层页岩气有效开发的重要障碍。笔者针对以上问题,开发了一种HYR11乳液型耐温耐盐滑溜水体系,具有快速溶解、配伍性好、储层伤害程度低、降阻率高等优点,现场实践取得了良好效果。     

用于压裂返排液超支化交联剂的合成及其性能评价

以聚乙烯亚胺、乙二醇、多元醇、硼砂为主要原料合成超支化聚氨基硼和四乙烯五胺硼酸酯交联剂,并对产物进行结构表征及压裂返排液重复配液性能测试。将0.35%羟丙基胍胶溶液与合成的聚超支化氨基硼交联剂以100∶0.4交联比交联,形成的压裂液冻胶体系在7 min左右达到压裂液黏度要求,在80℃、170 s^-1连续剪切70 min时压裂液黏度在100 mPa·s左右,满足行业标准要求(黏度>50 mPa·s)。对此过程进行破胶,破胶液黏度最终为3.2 mPa·s,破胶液中的残渣浓度为198 mg/L。与之相比,四乙烯五胺硼酸酯交联剂体系不能满足返排液的配液要求。用破胶后的压裂返排液再次进行配液,将温度设置到80℃、170 s^-1不间断剪切70 min,将压裂液中的黏度调整至50 mPa·s以上,破胶液黏度为3.4 mPa·s。该交联剂使压裂返排液能重复利用。这对节约水资源、降低环境污染具有广阔的工业化前景。     

无机硼高温延时压裂液在苏里格气田的应用

针对目前有机硼交联剂导致的破胶剂用量大,破胶后残渣含量高,破胶液黏度高,不利于压裂液的破胶返排等现状,从提高无机硼交联剂耐温性能方面着手,开发出能耐高温的无机硼交联剂JLW-1以及与之配伍性良好的粘土稳定剂COP-2和抗温剂TA-2等添加剂,最后形成无机硼高温延时压裂液体系,用于低压低渗透气藏的储层改造.通过实验室性能评价以及现场应用可以说明,该压裂液体系破胶后残渣含量少,破胶液黏度低,有利于压裂液的破胶返排,对储层伤害小,而且具有很好的流变性、破胶性,可满足不同规模的压裂施工要求.     

抗高温低摩阻硼交联加重压裂液的制备与性能

针对高温深井致密油气藏压裂液存在的高摩阻、高施工压力和抗高温能力不足的问题,通过硼交联剂的合成和压裂液添加剂的优选,研究得到了一种密度为1.38 g/cm³的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s3的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s^(-1)下连续剪切90 min后黏度始终保持在60 mPa·s以上,95℃高温下可完全破胶,破胶液残渣含量低于行业标准,且具有优良的悬砂性能,对高压深井油气藏压裂改造具有重要意义。