清洁聚合物压裂液研究与现场应用

清洁聚合物压裂液是目前国内外压裂液研究领域的热点之一。以增稠剂(SRFP-1)、交联剂(SRFC-1)、黏土稳定剂(SRCS-1)和助排剂(SRCU-1)工业品作为研究对象,以现场配液用水配制清洁聚合物(SRFP)压裂液,评价了SRFP清洁聚合物压裂液的变剪切性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能;测定了破胶液的表面张力。结果表明:该压裂液在90℃条件下具有良好的耐剪切性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m;压裂液滤液对岩心基质伤害率为18.7%;最后将该压裂液成功应用于鄂尔多斯盆地某重点水平井的压裂作业。     

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。     

耐高温超低浓度纳米胍胶压裂液性能评价研究

致密砂岩储层孔渗低、物性差,必须经过水力压裂改造后才能具有较好的产能。为了降低施工成本和压裂液对储层的伤害,同时在高温条件下具有良好的耐剪切性能和破胶性能,需要研发一种耐高温、低伤害的压裂液体系。以改性纳米二氧化硅为交联剂,对新型耐高温超低浓度纳米二氧化硅压裂液性能进行了较为全面的评价研究。结果表明,该压裂液体系在135℃条件下剪切2 h后平均黏度为100 m Pa·s,具有良好的携砂能力。破胶液残渣质量为常规胍胶压裂液质量的37.2%,破胶液的表面张力小,具有良好的返排性,压裂液与地层水配伍性好。超低浓度纳米胍胶压裂液大幅降低了对地层的伤害程度,适用于低渗的致密砂岩储层。     

适合致密油藏的低伤害清洁压裂液体系研究

为提高致密油藏压裂施工的效率,降低压裂液对储层的损害程度,室内通过低分子稠化剂、交联剂、黏土稳定剂以及助排剂的优选及评价,研究了一套适合致密油藏的低伤害清洁压裂液体系,并评价了其综合性能.结果表明:该压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、170 s-1的实验条件下,剪切100 min后黏度仍能达到70 mPa·s以上;此外,该压裂液体系还具有良好的携砂性能、滤失性能和破胶性能,并且破胶液对致密油藏储层天然岩心的基质渗透率伤害程度较小,岩心渗透率损害率小于15％,具有低伤害的特点,能够满足致密油藏压裂施工对压裂液性能的要求.     

DW-10低温压裂液体系的研究与应用

针对中原油田外围探区低温储层特点和压裂施工要求,研究了DW-10低温压裂液的配方组成与使用性能,并在现场进行了2井次的试验应用。通过对成胶剂用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围的优化,较好地解决了常规硼酸盐压裂液交联速度快、摩阻高和低温下破胶难度大等问题。使压裂液在保持了较高的携砂粘度的前提下,具有延缓交联性能好、破胶水化液黏度低、地层伤害率小以及现场压裂施工后排液速度快、增产效果明显等特点。     

可逆交联低伤害聚合物压裂液研究与现场应用

以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品为研究对象,以现场配液用水配制SRFP压裂液。评价了SRFP压裂液的耐温耐剪切性能、静态滤失性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP压裂液在100℃和120℃条件下具有良好的流变性能;初滤失量为3.29×10-2m3/m2,滤失系数为1.71×10-4m/min0.5,滤失速率为6.53×10-4m/min;压裂液滤液对岩心基质伤害率为14.6%;在60~90℃,破胶剂质量分数为0.005~0.04%条件下,2 h即可破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s,破胶液表面张力小于28 m N/m,破胶液残渣小于100 mg/L;最后将SRFP压裂液成功应用于2口低渗透致密薄互储层压裂作业,最高产油量分别为5.2 m3/d和9.7 m3/d。     

纳米二氧化硅改性有机硼交联剂的制备与性能评价

为重复利用有机硼交联剂制备的压裂液,将N-(β-氨乙基)-γ-氨丙基三甲氧基硅烷表面改性的纳米二氧化硅与乙二醇丁醇硼酸酯发生硼酰化反应,制得纳米二氧化硅有机硼交联剂(NSOBCL),对制备条件进行了优化,通过红外光谱仪表征了NSOBCL的结构,研究了NSOBCL和破胶液配制压裂液的耐温抗剪切性。结果表明,制备有机硼交联剂中间体时,N,N-二胺乙基丙酸甲酯单体与表面氨基改性二氧化硅的最佳质量比为54∶1;制备NSOBCL时,硼酸脂与交联剂中间体的最佳质量比为1∶2。红外表征结果表明合成产物与预期结构相符。0.25%羟丙基胍胶与0.3%NSOBCL等配制的压裂液耐温抗剪切性能较好,在80℃、170 s^(-1)下剪切60 min的黏度约为178 mPa·s;破胶剂过硫酸铵可使压裂液在80℃、120 min内完全破胶,破胶液黏度为2.68 mPa·s。NSOBCL可用于压裂液破胶液的再次交联。在破胶液中补加0.25%羟丙基胍胶和0.4%NSOBCL,于80℃、170 s(-1)下剪切60 min的黏度约为178 mPa·s;破胶剂过硫酸铵可使压裂液在80℃、120 min内完全破胶,破胶液黏度为2.68 mPa·s。NSOBCL可用于压裂液破胶液的再次交联。在破胶液中补加0.25%羟丙基胍胶和0.4%NSOBCL,于80℃、170 s^(-1)下剪切60 min后的黏度为175 mPa·s;而现场使用的JL-13交联剂无法满足重复使用的要求。     

耐剪切低伤害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助排剂工业品为研究对象制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的变剪切性能及对岩心基质伤害性能;将该压裂液在塔里木盆地某重点页岩气探井进行了现场应用。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~90℃条件下具有良好的抗剪切性能,对岩心基质伤害率小于20%,现场施工平均砂比为11.9%,返排液黏度小于5 m Pa·s。     

新型疏水缔合聚合物压裂液破胶性能研究

性能良好的压裂液不仅要求具有良好的流变性能和悬砂性能等,还必须具有良好的破胶水化性能,以提高压裂液的返排率,减少对储层的伤害。该研究以过硫酸铵(APS)作为破胶剂,探讨了疏水缔合聚合物压裂液(SRFG)破胶液粘度随破胶温度、破胶时间和破胶剂浓度的变化规律;研究了破胶液的表面张力随破胶温度和破胶剂浓度的变化规律;最后比较了三种不同聚合物压裂液的破胶性能。结果表明:单一使用过硫酸铵,保持其浓度0.05%和破胶时间0.5~2h不变,SRFG压裂液最低破胶温度为60℃;随着过硫酸铵浓度和破胶温度增加,破胶变得更加彻底,更有利于降低破胶液表面张力;SRFG压裂液与市售A和B聚合物压裂液的破胶性能相当,SRFG压裂液返排效果优于A、B聚合物压裂液。     

新型树枝状交联剂的合成及其交联压裂液的研究

降低压裂液稠化剂浓度不仅可以降低压裂液成本,同时还可以降低对储层伤害。利用树枝状大分子合成了一种新型树枝状有机硼交联剂,此交联剂可大幅度降低羟丙基胍胶压裂液稠化剂浓度。通过不同量p H调节剂条件下压裂液耐温性能研究,确定了0.25%羟丙基胍胶压裂液最佳p H调节剂用量为0.6%。在p H调节剂为0.6%条件下,交联剂质量分数分别为0.5%、0.6%、0.7%、0.8%时,0.25%羟丙基胍胶压裂液在90、100、110、120℃条件下具有良好的耐温耐剪切性能。通过黏弹性测试可以看出,0.25%低质量分数的羟丙基胍胶压裂液具有良好的黏弹性能。     

聚合物压裂液在辽河油田低渗储层的应用

报道了一种聚合物增稠剂zcy-01和交联剂JL-01为基础配制的压裂液。增稠剂zcy-01是一种低分子量聚合物,溶解速度快,在水中完全时间小于20 min;增粘效果好,0.5%浓度的聚合物基液粘度可达63 MPa·s。在酸性条件(pH=5~6)下与酸性交联剂以100∶0.5比例混合形成可挑挂冻胶,该冻胶呈透明状,携砂稳定。该压裂液耐温性好,破胶效果好,残渣含量小于100 mg/L,防膨率达到80.36%,适合于压裂施工。在强1块两口井的压裂施工中,增产效果明显。     

磷酸酯胶凝剂的合成及油基压裂液性能评价

探讨了油基压裂液胶凝剂磷酸酯的合成条件 ,进而对配制的压裂液性能进行了评价。实验结果表明 ,用所合成的磷酸酯胶凝剂配制的柴油基压裂液具有较快的交联速度、良好的耐温性能和耐温耐剪切性能以及快速破胶等综合性能 ,可用于强水敏性、低压低渗透地层的压裂改造。     

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%。     

聚合醇低伤害压裂液探索研究

水力压裂是低渗油气田油井增产、水井增注的的重要措施之一。为了降低压裂液对储层伤害,进行水基聚合醇压裂液基础配方研究。选择有机硼作为交联剂,通过室内实验确定了压裂液的最佳配方:聚合醇质量分数为1.8%、交联剂质量分数为0.9%、pH值调节剂质量分数为0.16%,参照SY/T 5621—1993《钻井液测试程序》评价压裂液性能。评价结果表明,该压裂液具有较好的流变、抗剪切和破胶性能,残渣含量低,对储层伤害小于常规压裂液。为油气田开发增产提供了有效技术支撑。     

耐高温胍胶压裂液及其对储层的伤害机理研究进展

随着油气资源的勘探开发不断向深层超深层储层发展,常规胍胶压裂液不能满足高温超高温储层压裂施工需求。国内外学者致力于从胍胶耐温改性与新型耐高温交联剂合成两个方向提升胍胶压裂液的耐温性能,同时研究了胍胶压裂液对储层的伤害机理,取得了较大进展。本文回顾了近年来国内外耐高温胍胶压裂液的发展动态,阐述了关于耐高温改性胍胶和耐高温交联剂合成的研究现状,从胍胶压裂液对储层的伤害类型和伤害机理角度进行了总结,重点分析了胍胶压裂液对高温储层伤害机理的研究进展。最后指出,应该继续通过化学改性进一步提高胍胶自身的耐温性能,同时加强对破胶剂和纳米交联剂的研究,并提出高效低伤害的纳米交联压裂液是耐高温胍胶压裂液未来可能的发展方向。     

清洁压裂液的研究现状及发展趋势

清洁压裂液是一种以粘弹性表面活性剂为增稠剂,且具有对地层伤害小、残渣少、几乎无污染等特点。简要地综述了压裂液的发展概况及其基本性能,对其国内外清洁压裂液的研究现状进行了详细的概括,展望了清洁压裂液的发展前景。     

新型复合压裂稠化剂性能评价

以DPAM作为相渗改善剂,通过配制DPAM基压裂液体系、DPAM/HPG复合压裂液体系、DPAM/LWP复合压裂液体系,并进行配方优选,研制一种既可起到压裂液稠化剂的作用,又可改变储层的相渗特性,或者部分堵水,以达到控制水油比的新型压裂液稠化剂体系。结果表明,DPAM/HPG和DPAM/LWP复合体系,具有选择性改变相渗的特性,热稳定性和盐稳定性良好,随含水饱和度增加,水相渗透率大幅降低,油相渗透率改变较小,控水增油效果明显,对于油气井的高效开采具有重要的实践意义。     

低温煤层气清洁压裂液破胶性能评价及现场应用

清洁压裂液不仅具有较强的携砂能力,同时具有较强的造缝能力(滤失系数小),且摩阻低等优点。然而浅层煤层气温度较低(25?35℃)。煤层气储层内缺乏能使清洁压裂液破胶的液态烃或游离状态的自由水,这使得清洁的压裂液不易破裂,在压裂过程中会造成严重的储层破坏。主要针对低温煤层气清洁压裂液体系破胶剂及破胶性能进行了探讨,开发出适用于低温煤层气清洁压裂液体系的破胶剂,该破胶剂可以在25℃低温下彻底破胶清洁压裂液,同时对压裂液造成的破坏程度进行评估。压裂液破坏率仅为11%。清洁压裂液系统已在山西省沁水盆地应用。     

新型连续混配型清洁压裂液体系研究

通过对粘弹性表面活性剂分子结构的分析,筛选出了低温下溶解性能好、易成胶的长链烷基季铵盐表面活性剂VES-1、VES-2,并通过与激活剂(水杨酸钠)、聚合醇等进行配方优化组合,确定了YCQJ-2清洁压裂液稠化剂的配方,同时评价了1.0%～5.0%YCQJ-2清洁压裂液的性能。结果显示,YCQJ-2清洁压裂液稠化剂与清水按照一定比例混合,即可形成粘弹性较好的冻胶,破胶容易,表/界面张力低,对岩心的伤害率低于15.0%,而且可以实现就地连续混配、连续施工,简化了施工程序,节约成本,保护环境。     

压裂液用绒囊暂堵剂实验研究

由于绒囊暂堵剂在钻完修井及煤层气勘探开发中的暂堵作用得到应用,本文针对绒囊暂堵剂在压裂暂堵方面进行研究;通过对绒毛剂、成膜剂、成核剂的筛选,选定0.3%的绒毛剂A、浓度超过0.1%成膜剂及0.3%成核剂6为优选的绒囊暂堵剂浓度及材料;并对绒囊暂堵剂与压裂液及压裂液添加剂配伍进行及破胶性评价,绒囊暂堵剂与压裂液及添加剂配伍并不影响压裂液冻胶的破胶性;通过细管摩阻实验发现绒囊暂堵剂比清水有更高的摩阻压差。