速溶胍胶压裂液体系性能评价与应用

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。     

低浓度羟丙基胍胶压裂液体系研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液效果,降低压裂成本,针对不同地层温度开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的羟丙基胍胶压裂液体系。压裂液体系分别为:耐温80、90℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.30%,交联剂用量为0.35%;耐温100、110℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.35%;耐温120℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.40%;耐温130℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.35%,交联剂用量为0.40%;其他助剂加量分别为:起泡剂0.50%,助排剂0.50%,粘土稳定剂0.50%,温度稳定剂0.08%,杀菌剂0.10%,Na_2CO_30.12%。通过对体系破胶研究,过硫酸铵用量为0.0033%,胶囊破胶剂用量为0.0111%,破胶时间为3h,与常规羟丙基胍胶体系相比破胶残渣下降率大于50%;通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,故低浓度胍胶压裂液体系有利于降低对储层的伤害。     

深层致密气藏压裂工艺技术研究

为了提高深层(3500m)天然气资源开发效果,实现有效开发资源,达到增产和稳定生产的目的,以压裂酸化改造为手段,先后开展了前置酸化降低破裂压力、开发了耐高温(180℃)低伤害醇基压裂液体系和VDA-SL自转向酸酸液体系,其中耐高温醇基压裂液改性的胍胶体系能溶于20%~50%甲醇水溶液的稠化剂,溶于20%的甲醇水溶液中表观粘度为159mPa.s,粘度与水基压裂液相接近;高温流变性能测试实验结果表明在180℃,17-0 s条件下,剪切60m in后,粘度为113mPa.s。现场进行了醇基压裂液试验应用,取得了较好的改造效果。     

常规胍胶压裂液室内性能评价

为进一步明确常规胍胶压裂液的实际性能,通过采用室内实验的方法,评价分析了胍胶压裂液的各项性能指标。实验分析表明,采用"0.45%羟丙基胍胶ADHPG-1+0.1%杀菌剂ADS-1+0.5%助排剂ADB-1+0.5%起泡剂ADFP-1+0.5%粘土稳定剂ADN-1+0.12%Na_2CO_3+0.3%温度稳定剂ADPT-2"配方的胍胶压裂液体系各项指标均能满足标准要求,可以推广应用。     

速溶胍胶压裂液在吉林油田研究与推广应用

速溶胍胶压裂液是通过对胍胶进行改性,以满足连续、快速配液需求而开发的一种新型压裂液体系,由于吉林油田水平井大量开发和压裂工厂化的实施,压裂改造过程[1-6]中有针对性地选择压裂液成为关键。因而要求压裂液具有良好的悬砂、低浓度、低残渣、耐高温、耐剪切等特性,因此选择了速溶胍胶压裂液体系[7]在吉林油田进行了研究推广应用。该压裂液体系适用于地层温度100℃-150℃的大型油气井以及CO2增能助排压裂井,以提高返排和减少储层污染的需求。     

pH值对羟丙基瓜胶压裂液性能的影响

体系的pH值影响着羟丙基瓜胶粉的溶解和溶胀,也影响着交联液的形成及其性能。研究表明,羟丙基瓜胶在中性或弱酸性的水中能快速溶胀溶解成胶液,在碱性水中不易溶胀,瓜胶液与有机硼形成交联液的速度及交联液的耐温耐剪切性能也受体系的pH值影响。结合延迟时间和耐温耐剪切性能总结了适合不同井深的压裂液pH值范围。     

压裂液快速连续混配技术研究及应用

为解决常规批混配液速度慢,残余液量多,易出现“水包粉”现象,且作业时间长、费用高、污染环境等缺陷,开展了快速连续混配压裂液技术研究。根据快速混配的技术特点,室内优选了流动性好、水解速度快的稠化剂,且搅拌速度越快,水温越高,水解速度越快,但温度过高,最终粘度将变低。结合现场施工设备要求,确定了pH调节剂在稠化剂溶胀7 min后加入。基液溶胀时间对压裂液耐温耐剪切性能影响不大,但对其破胶时间影响较大,因此现场施工可适当延缓破胶剂加入或降低其使用量。濮气14井现场成功应用证明此项技术的可行性,且施工数据表明此技术施工压裂液摩阻较低,应该是与初期压裂液粘度较低有关,因此对于高压深井和水力喷射井施工有积极的意义。     

钛修饰纳米二氧化硅交联剂及胍胶压裂液研究

γ-氨丙基三甲氧基硅烷与硅酸钠水解制得表面修饰纳米二氧化硅,四氯化钛与表面修饰纳米二氧化硅反应,制得钛修饰纳米二氧化硅交联剂,粒径主要分布在6～11 nm之间,可有效降低羟丙基胍胶用量及残渣含量。配制了纳米二氧化硅交联剂交联的羟丙基胍胶压裂液,羟丙基胍胶浓度为0.35%～0.4%。室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好,在170 s^(-1),150℃下,剪切120 min,粘度102 mPa·s; 120℃下破胶60 min,破胶液粘度2.32 mPa·s;表面张力23.53 mN/m,界面张力0.91 mN/m;防膨率88.56%;残渣含量227 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.63%～15.77%,压裂液耐剪切性能、破胶性能、助排性能、储层保护性能等各项性能良好,满足压裂要求。     

一种酸性压裂液研制及其性能评价

针对低渗透、碱敏性储层,研制了一种以有机锆为交联剂,羧甲基羟丙基胍胶为增稠剂的酸性压裂液体系,并对压裂液相关性能进行了系统评价。实验结果表明,当增稠剂溶液浓度为0.4%,交联比为100∶2,破胶剂加量为0.06%时,与压裂液助剂粘土稳定剂、缓蚀剂、助排剂等配制的压裂液破胶液粘度为1.013 mPa.s,残渣含量为261 mg/L,防膨率为90.5%,表面张力为27.6 mN/m,平均缓蚀速率为0.826 g/(h.m2),在90℃下滤失速率为0.575×10-5 m/min0.5,对储层的伤害率小于15%。     

一种酸性压裂液体系的室内研究

常规的羟丙基瓜胶压裂液体系一般在碱性条件下交联,对于碱敏性地层不能达到理想的压裂效果。文章通过室内研究,筛选出一种酸性压裂液体系:0.8%~1.0%低分子稠化剂AAP+1.0%KCl+0.3%助排剂S-203,pH在5左右以交联比为100∶3.0~100∶3.5与交联剂交联。该压裂液体系可耐温达到110℃,在170 s-1连续剪切1.5 h后粘度仍有61.3 mPa s,破胶后破胶液粘度小,易于返排,该压裂液体系对于碱敏性储层有较好应用前景。     

高温压裂液体系在柳杨堡气田的现场应用与优化

羟丙基胍胶压裂液是一种新型的低伤害压裂液,也是目前应用最广的压裂液体系,它适合于地层温度为30~150℃的地层进行压裂改造。而柳杨堡气田的气层温度在120~130℃,需要高温压裂液体系,通过大量试验研制了高温压裂液体系,室内试验结果表明,该压裂液体系具有良好的耐温,最高耐温为140℃;在破胶剂的作用下,破胶水化彻底,同时对油层渗透率伤害低;由于压裂液自身具有较高的粘度,可有效地提高对支撑剂的悬浮能力,降低向地层的滤失。现场应用证实,该压裂液还具有返排彻底的特点,具有良好的推广应用前景。     

高温低浓度压裂液研究与应用

针对改性瓜胶高温压裂液增稠剂使用质量分数高、破胶性能低、成本高的问题,制备了可与羟丙基瓜胶交联且使形成的压裂液体系具备良好性能的硼交联剂,得到了适用于深层致密油气藏的高温羟丙基瓜胶压裂液体系。对影响交联剂的主要因素进行了分析和优选,基于优选结果制备了络合硼交联剂,并对其交联形成的羟丙基瓜胶压裂液体系进行了综合性能评价。结果表明:硼酸质量分数20%,交联促进剂质量分数7%,多元醇混合物质量分数25%～30%,可制备出优良的硼交联剂,其性能优于国内通常使用的有机硼交联剂。羟丙基胍胶使用质量分数为0.5%时,形成的高温低质量分数压裂液黏度提高74.5%,残渣质量分数降低48.7%,满足180℃储层改造的需要。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

改性胍胶水煤浆分散剂的制备与性能表征

以胍胶为主剂,经过氧化还原反应后在分子链上引入含有羧基的丙烯酸、含有磺酸基的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰胺分子单体,通过自由基缩合反应合成出改性胍胶聚合物分散剂,通过红外光谱、热分析仪、流变仪及激光粒度仪对合成产物及水煤浆体系进行测试,改性胍胶聚合物分散剂在280℃开始逐级分解,热稳定性较好;在分散剂加量为0.4%,制浆浓度为64%时,水煤浆体系的表观粘度为760 m Pa·s,水煤浆析水量较少、体系稳定。     

低浓度胍胶压裂液在延安气田本溪组的应用

为降低本溪组压裂液对地层的伤害,研究开发了适合延安气田本溪组储层的低浓度胍胶压裂液体系。实验结果表明:低浓度胍胶压裂液当胍胶质量分数为0.3%时,在100℃,170s的剪切速率下经过120min耐温剪切,粘度保持在200m Pa·s~(-1);残渣含量和岩心伤害率明显低于常规胍胶压裂液体系。该体系在延安气田本溪组试验2井次,表现出携砂能力强、低摩阻、返排效果好等优点。     

油层水配制压裂液影响因素研究

本文在对油层水进行分析的基础上,研究油层水中各种金属离子、原油及悬浮物对压裂液基液粘度以及交联的影响。实验结果表明,悬浮物对基液粘度影响很大;羟丙基胍胶与硼砂交联实验得出Ca2+、悬浮物对其交联影响很大。     

适合超深气井用的超高温复合型压裂液研究

为满足大庆油田深层气井压裂改造需要,研制了适合超高温压裂的羟丙基胍胶(HPG)/聚丙烯酰胺(PAM)复合稠化剂,并测试出聚丙烯酰胺和羟丙基胍胶复合物最优质量比为2/3。通过选择羟丙基胍胶和聚丙烯酰胺复合物作为稠化剂,利用聚丙烯酰胺与胍胶高分子形成梯形聚合物提高稠化剂在高温时的稳定性,从而将压裂液使用温度的上限提高到200℃,同时,评价了复合稠化剂压裂液高温流变性和破胶性能,使用羟丙基胍胶/聚丙烯酰胺复合稠化剂作为稠化剂制备压裂液,在200℃、170s-1剪切条件下连续剪切120min,压裂液的粘度保持在50mPa·s以上,可以满足大庆油田深部埋藏高温气藏增产改造的需求。     

浅析胍胶压裂液现场配置工艺与方法

随着近年来油气能源需求的持续增长,压裂作为油气井增产改造的重要手段在低渗油气藏得到了广泛应用。压裂液是压裂工艺技术的一个重要组成部分。主要功能是造缝并沿张开的裂缝输送支撑剂,因此液体的粘性至关重要。目前常用的压裂液体系为水基压裂液,主要是以胍胶压裂液为主,本文主要围绕胍胶的特性及在施工现场配置问题与相应措施进行论述,提高胍胶基液配置质量,确保后期压裂效果。     

胍胶压裂液高效破胶降解剂体系研究

胍胶压裂液是低渗透油藏水力压裂应用最广泛的压裂液体系,针对其破胶不彻底,残渣、残胶易造成压后储层伤害的问题,通过耐温耐剪切性、破胶液黏度、破胶液残渣含量测试实验,从10种破胶剂、9种降解剂中筛选、优化了胍胶压裂液复合破胶降解剂。并利用凝胶渗透色谱仪和激光粒度仪对胍胶压裂液破胶液中聚合物分子量和残渣粒径进行了测试。结果表明,0.06%(质量浓度)破胶剂P4(过硫酸铵∶亚硫酸钠=9∶1,质量比)+0.009%降解剂M2(BAT-2)为最佳复合破胶降解剂体系,其对应胍胶压裂液耐温耐剪切性测试稳定黏度、破胶液黏度、破胶液中残渣含量分别为103 mPa·s, 1.5 mPa·s和202 mg/L。相对于现用过硫酸铵破胶剂,优化的破胶降解剂体系可降低破胶液中聚合物平均分子量16.0%;减小破胶液中残渣粒径中值21.5%。