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红台低压气藏用压裂液生物酶破胶剂的性能与现场试验 总被引:1,自引:0,他引:1
为解决红台区块低压、低孔、低渗砂岩气藏压裂改造施工中压裂液破胶返排困难、残渣含量高对地层的伤害问题,对酶博士生物酶的破胶机理与酶活性的影响因素进行了探讨,并开展了生物酶破胶剂技术研究。研究结果表明:生物酶对红台区块泡沫增能压裂液具有适应性、配伍性好的特点,生物酶破胶剂可以在pH 6~10、40~90℃条件下使用,在pH=7、温度为80℃时活性最高;在泡沫增能压裂液体系中加入20 mg/L的生物酶破胶剂,压裂液快速破胶返排,破胶液黏度低于3 mPa.s,残渣含量254 mg/L,与未加生物酶相比降低幅度达63%,从而可提高压裂后地层的渗透率与导流能力。该技术应用于红台区块低压气藏,增产效果显著,取得了较好的经济效益。图5表4参6 相似文献
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针对重庆合川区块气井压裂中常规氧化破胶剂如过硫酸铵(APS)存在的化学污染、破胶不彻底、返胶等问题,对生物酶破胶剂对该体系的破胶效果及适用性进行了研究.结果表明,生物酶破胶剂与该压裂液体系存在一定的配伍禁忌,但是通过添加0.06%酶保护剂,用30mg/L生物酶+20mg/LAPS或50 mg/L或90mg/L生物酶作破胶剂,体系均可彻底破胶,无返胶现象;使用1号瓜胶作稠化剂时残渣含量小于240 mg/L,分子量较小(在1000~4000Da之间),完全满足施工要求.现场以生物酶与APS复配方式破胶的2口井压裂液返排率达63%以上,施工产能效果良好,压裂施工后测试产气分别为1.51×104 m3/d和3.19×104 m3/d. 相似文献
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奈曼油田交联冻胶压裂液体系存在破胶不彻底、残渣量大、地层伤害严重等问题.因此,对高温生物酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用可行性、适用性,以及破胶效果进行了室内评价.结果表明,在100~120℃下,添加酶保护剂后,生物酶单独作用或生物酶与少量APS复配作用,奈曼压裂液体系均可在2h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 rnPa·s,残渣量降至380mg/L.矿场试验表明,复配使用高温生物酶和APS复破胶的2口井压裂液返排率均达50%以上,与同期采用APS作为破胶剂的4口井相比高出10%~15%,施工产能效果良好,压裂施工后产量增加27%~36%. 相似文献
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针对压裂液伤害地层的问题,通过对压裂液延迟交联与快速破胶技术的研究试验,研制出了时间延迟交联剂和温度延迟交联剂.确定了压裂液在不同温度和不同时间内破胶时需要破胶剂的用量。结果表明.压裂液交联的最佳时间是压裂液刚进入地层的那一刻。为减少压裂液对地层的伤害,破胶剂加量应根据施工时问与裂缝中压裂液温度情况,使压裂液的破胶时间与施工时间相一致,既能保证压裂液的造缝与携砂能力,又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排。现场应用表明,压裂液具有摩阻低、抗剪切性能好、造缝与携砂能力强。对地层伤害小的优点.满足了现场施工的需要,提高了油井(特别是深井)压裂施工的成功率。在华北冀中对井深3400~3800m的油井压裂施工9口,平均砂比为29.3%,成功率为100%。 相似文献
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生物破胶酶研究及应用 总被引:7,自引:0,他引:7
针对压裂过程中压裂液常规化学破胶剂存在化学污染、破胶度有限等缺陷,根据生物酶破胶原理,利用国内独特的极端微生物资源,筛选出产半乳甘露聚糖酶的嗜碱菌和产半乳甘露聚糖酶的嗜热菌,开发出具有破胶性能的生物酶制品。介绍了筛选获得的嗜热菌DC-AW 6产生酶的特性,生物破胶酶的作用温度、使用浓度、岩心伤害、与压裂液添加剂的配伍性等,并在鄂尔多斯盆地延长油田2口井现场应用压裂液生物破胶酶获得成功。试验表明,生物破胶酶最佳作用温度40~80℃,压裂液酶法破胶后岩心伤害率为15%~25%,破胶残渣7%~8%,现场应用中压裂液的返排率达72%~75%,返排黏度为1.8~2.8 mPa·s。生物酶破胶彻底,使压裂液对地层的伤害降低到最小,在压裂工艺中具有较广泛的应用前景。 相似文献
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煤层气开发生产中,对煤层进行压裂改造是一个关键环节.为此对在煤层进行压裂改造时所用的压裂液性能进行了室内实验评价,其内容包括①改性胍胶、线性胶压裂液流变性与破胶性能研究;②有机硼交联冻胶压裂液流变性与破胶性能研究;③氮气泡沫压裂液流变性、破胶性能研究.结果认为泡沫压裂液是煤层气压裂用理想的工作液;泡沫质量、稠化剂浓度是影响泡沫压裂液流变性能的主要因素;线性胶和弱交联水基压裂液是煤层气用压裂液体系的补充;建议现场用泡沫压裂液稠化剂选用0.3%浓度、泡沫质量选择70%~75%;压裂液配制与实施是压裂施工的重要环节,建议在施工中加强压裂液现场质量控制、添加剂质量检测和压后排液管理,以确保压裂施工质量. 相似文献