非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液的研制

基于黄原胶(XG)和魔芋胶(KG)在水溶液中形成嵌合结构体的原理,研制了非化学交联型XG/KG冻胶压裂液,给出了压裂液配方。XG/KG压裂液的表观粘度与XG、KG用量及其配比有关,用量为0.62% 0.22%~0.46% 0.42%时超过200 mPa.s,用量0.51% 0.36%时最高,为330 mPa.s。对于0.50%XG/0.35%KG压裂液,其表观粘度随温度升高而减小,50~80℃时在50 mPa.s上下;pH值在7.0~4.2时维持高表观粘度,pH值<4.2时表观粘度下降,pH值=1.0时仍>210 mPa.s;盐度(KCl浓度)增大时表观粘度增大,盐度为30 g/L时接近400 mPa.s;30℃和80℃下的滤失性能、常温下陶粒的沉降速率均符合常规压裂要求;加入0.1%过硫酸铵和0.2%盐酸后,100~130℃下8小时破胶液粘度为5.4~2.5 mPa.s。该体系压裂液可用于碱敏、天然裂缝发育储层的压裂。图3表5参4。     

新型酸性交联压裂液的研制与应用

压裂液是水力压裂改造的关键,其主要功能是张开裂缝并沿缝输送支撑剂.目前被广泛应用的压裂液体系为水基植物胶压裂液,具有价廉、优良而且易于处理等优点.它们是以植物胶中的胍胶(香豆胶)及衍生物羟丙基瓜尔胶为稠化剂,以硼酸盐或有机硼(有机锆)为交联剂的体系.体系的交联条件为碱性(pH 7.5～12),酸性(pH 4～5)条件下无法形成可挑挂的交联冻胶.随着勘探深入,对于一些碱敏性地层的压裂改造,需要考虑碱性液体侵入对地层的伤害问题以及二氧化碳泡沫压裂液体系均需要在酸性条件下交联.通过室内实验,研制出了AC-m酸性交联剂,详细阐述了AC-m酸性交联剂的交联机理,形成了以羟丙基瓜尔胶为增稠剂的酸性冻胶压裂液配方体系,并对配方性能进行了室内评价实验,具有快速交联、耐温能力达110℃、流变性好、酸化和防膨性能好等优点.现场进行了4口井应用试验,在进入地层总液量不变的前提下,比以往提高携砂量20%～30%,扩大了施工规模,并且可满足较高砂比的施工需求.     

低残渣硼交联液体瓜胶压裂液LGC性能研究与应用

在水基压裂过程中,需要先将瓜胶干粉配制成原胶液,在配制原胶液时,不仅需要干粉与水混合的特殊设备,溶胀时间长,而且易产生大小不同的"鱼眼"和局部结块.为了解决该问题,西安石油大学和吐哈油田在1993年合作研究开发了低残渣硼交联液体瓜胶压裂液技术.液体增稠剂LGC为浅黄色液体,固相含量为60%,易溶于水,不溶于油,1.0%水溶胶表观粘度大干120 mpa·s.对低残渣硼交联液体瓜胶压裂液LGC的性能进行了研究,结果表明:LGC较瓜胶干粉具有易分散水化、增粘速度快、水不溶物少、抗温抗剪切性好、破胶快、残渣少及与地层液体相容性好等特点.该压裂液于1996年首次在新疆油田成功地进行了现场试验,2002～2003年在陕北油田现场施工20井次,获得了较好应用效果.     

渗吸采油用非交联缔合型清洁压裂液体系

为进一步提高渗吸采油压裂液焖井后的采收率,研究了破胶液中不同残渣含量及稠化剂相对分子质量对渗吸采收率的影响,通过渗吸剂优选及其对非交联缔合型稠化剂（CFZ）增黏、耐温耐剪切、渗吸采收率性能的影响研究,构建优化了一套残渣低、相对分子质量低的渗吸采油非交联缔合型清洁压裂液体系。研究表明：破胶液中残渣含量及相对分子质量越低,对渗吸采收率影响越小。配方为0.3%稠化剂CFZ+0.2%渗吸剂SZX-1+0.06%破胶剂APS的渗吸采油非交联缔合型清洁压裂液体系,在90℃、170 s-1下剪切90 min的黏度为77.43mPa·s,破胶液在油湿岩心表面接触角为31.6°,油水界面张力为0.66 mN/m,残渣含量为17.2 mg/L,相对分子质量为1.15×104,渗吸采收率为14.8%。该体系可为进一步提高压裂后的渗吸采收率提供理论依据及技术支持。     

交联水酸性清洁压裂液研究与应用

目前水力压裂最常用的压裂液为胍胶,由于其存在固相不溶物,对储层形成二次伤害,在一定程度上影响了压裂效果.结合酸化与压裂的增产机理,研究了以活性剂和酸性物质进行交联的酸性清洁压裂液,其具有高携砂、强返排、有效控制缝高和基本上不产生固相沉淀等优良性能,而且在压裂过程中还能对储层进行酸处理,提高压裂效果.经现场试验表明,该压裂液具有较好的推广应用前景.     

压裂液延迟交联与快速破胶技术

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％。     

有机硼BCL─61交联植物胶压裂液

本文报道了用一种新型有机硼交联剂（ＢＣＬ─６１）交联的植物胶及改性植物胶压裂液，介绍了ＢＣＬ─６１的化学组成及性能．考察了该种有机硼压裂液的主要应用性能，报道了在几个油田矿场应用的情况。ＢＣＬ—６１交联的压裂液具有延迟交联、摩阻低、耐温耐剪切性能良好、携砂能力强、易破胶、伤害小等优点，可用于７０—１５０℃地层，能满足高砂液比压裂工艺要求。     

硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液回收再用可行性研究

探讨了羟丙基瓜尔胶/硼冻胶压裂液回收再用的可行性。分析了该压裂液冻胶在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶机理,控制因素为pH值和温度,破胶液黏度最低可达基液水平。基于一种有机硼交联HPG冻胶压裂液的实验数据及文献资料,讨论了升温,使用缓释酸及稀释3种非降解性破胶方法。①根据压裂过程中裂缝附近温度场分布设计压裂液,携砂液耐温性只需达到裂缝内的较低温度,地层温度恢复后其黏度将大幅降低;使用产气生热剂可提高裂缝温度。②加入设定量未指明组成的缓释酸使实验压裂液120℃黏度降至<40 mPa.s,补加NaOH后黏度维持>200 mPa.s近3小时。③压裂液与地层水等量混合后破胶,黏度~20 mPa.s,复合清水压裂工艺即基于此原理。不同泵注阶段示踪剂产出曲线表明,影响压裂液返排的因素不只是黏度,某些未破胶压裂液的返排率反而很高;如使用方法适当,缓释酸破胶的返排率可以达到通用氧化型破胶剂破胶的相同水平。国外实践表明,重复使用低分子量瓜尔胶压裂液可提高压裂效果。图7参9。     

非交联压裂液的摩阻测试及现场应用

在实验室自制流动回路中测试了一种非交联压裂液的摩阻,并与常规胍胶压裂液的摩阻进行了对比。在相同流量下,非交联压裂液降的摩阻明显低于常规胍胶压裂液。在现场对一系列压裂液进行了油管中的摩阻测试,非交联压裂液的摩阻低于胍胶压裂液摩阻,并且加重后的非交联压裂液同样具有良好的低摩阻性能,这与室内测试结果的规律性一致。采用非交联压裂液在塔里木油田进行了数口井次的施工,同样显示了其良好的低摩阻特性,不仅验证了试验测试结果的正确性,更能进一步推进非交联压裂液的现场应用,对于超深超高压井压裂施工具有重要意义。     

瓜胶压裂液体系示踪剂的筛选

在油气田开发过程中,多数油气井压裂通常是采取分段压裂,各层段一起合排,此过程目前常用总的返排量来判断整体压裂液的返排效果,而无法了解各个层段压裂液的返排情况。为了评价各层段压裂液的返排效果,可在各层段压裂过程中加入一定浓度的不同示踪剂,在返排时对压裂液返排液进行连续取样,检测返排液中各种示踪剂的浓度,从而判断各层段的返排效果,计算压裂液在地层中的残留量。而在压裂中所用示踪剂需要与压裂液配伍,对油田常用的几种示踪剂进行了实验评价。实验研究结果表明,小分子醇类和无机阴离子(SCN-和Br-)不适合作为瓜胶压裂液示踪剂,2种微量物质TA和TB与瓜胶压裂液配伍,不会对压裂液成胶和破胶产生影响,并且由于其在地层环境中有较低的吸附量,不会对定量测量造成影响,可初步选为压裂液示踪剂。     

优质植物胶水基压裂液系列研究与应用

压裂酸化技术服务中心在９０年代初根据油田应用的需要和压裂液发展趋势,研制开发的ＢＣＬ－６１有机硼交联剂、ＮＢＡ－１０１胶囊破胶剂、ＤＬ６破乳助排剂、ＷＬＤ烃分散剂、ＧＣＬ－１５０有机锆硼复合交联剂等９种水基压裂液添加剂的主要特性;分析讨论了以此开发出的低温（２０－６０℃）、中温（６０－１２０℃）、高温（１２０－１８０）水基压裂液的主要性能以及在油田的应用情况。室内和现场试验表明,该压裂液系列具有良     

九十年代国外压裂液技术发展的新动向

在９０年代,压裂液技术取得了生大进展,本文综合调研了大量国外文献,介绍了国外压裂液技术现状,分析总结了９０年代以来,国外压裂液在压裂液体系 ,化学添加剂,现场应用等方面的新进展,最后提出了国内压裂液研究方向的建议。     

东北油气田压裂液返排液重复利用技术

针对压裂液返排液量大,净化处理成本高,对环境污染严重的问题,对东北油气田压裂液返排液重复利用进行了研究。设计并研发了移动式污水处理装置,通过该装置制取了清洁压裂液和瓜胶压裂液2种返排液的处理液。用Master sizer 2000激光粒度仪对处理液进行分析,结果表明,处理液中的固相颗粒去除率达到99%以上。对处理液进行了水质分析,结果表明2种处理液中仍含有大量的Ca2+、Mg2+等离子,北201井处理液中还存在难去除的硼酸根离子,这使得配制的HPG基液提前交联,形成冻胶;北201井中高浓度的Ca2+、Mg2+使得CMG稠化剂不能溶胀起黏。通过对不同添加剂的优选和用量优化,确定了利用处理液配制BCG-1非交联缔合型压裂液的最佳配方:0.5%稠化剂BCG-l+0.2%阻垢剂B-43+0.3%金属离子螯合剂BCG-5+0.1%高温稳定剂B-13+0.4%黏度增效剂B-55。性能评价表明:2种处理液配制的压裂液在120℃、170 s-1下剪切120 min液体黏度均能达到30 m Pa·s以上,耐温耐剪切性好;落球沉降速度小于0.324 mm·s-1,携砂性好;破胶彻底,破胶液黏度小于5 m Pa·s,残渣含量低于30 mg/L。     

新疆油田压裂返排液处理技术

目前"水平井+体积压裂"已经成为新疆油田公司增储上产的主要开发模式,随着该开发模式的广泛应用,压裂返排液的处理成为亟待解决的问题。为了提高压裂返排液中胍胶和无机盐等有效成分的利用率,同时降低采油厂处理站的处理难度,从复配压裂液和回注油层两个方面进行考虑,分别采用"除油-沉降-杀菌"处理工艺和"氧化破胶-混凝沉降-过滤"处理工艺对压裂返排液进行处理。通过检测两种工艺处理后的水质,证明两种工艺处理后的压裂返排液能够满足SY/T 6376-2008 《压裂液通用技术条件》、Q/SY 02012-2016 《压裂酸化返排液处理技术规范》、Q/SY 0030-2015《油田注入水分级水质指标》,从而实现了新疆油田压裂返排液的有效循环利用,降低了企业的用水成本。     

胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标

通过对胜利油田多口压裂井返排液水质指标的分析,确定了瓜胶压裂液返排液的水质特点。在此基础上,分别考察了pH、还原性离子、硬度、矿化度、含油量和悬浮物含量对瓜胶压裂液性能的影响程度,确定了压裂液返排液回收利用需要控制的水质指标:pH值为6.5～7.5,Fe2+含量不超过5 mg/L,S2-含量不超过2 mg/L,Ca2+不超过500 mg/L,矿化度低于100 000 mg/L,悬浮物不超过300 mg/L,悬浮物和原油含量对瓜胶压裂液的基液黏度和耐温耐剪切性能无影响,说明悬浮物和原油与瓜胶和交联剂都不发生反应。因此,在压裂返排液回用过程中,可适当放宽对原油和悬浮物含量的要求。为压裂液返排液的回收利用提供了依据。      

裂缝性低渗透储层压裂液滤失计算新模型

现有的压裂液滤失计算方法基本上是基于滤失速度与滤失时间的平方根成反比的经典滤失理论,不能用于裂缝性储层压裂液的滤失计算。在考虑压裂过程中压裂液分别沿天然裂缝和基质向地层渗滤的基础上,建立了裂缝性低渗透储层压裂液滤失计算新模型,采用正交变换法给出了模型的精确解。该模型易于收敛,计算速度快。计算结果表明,裂缝性储层实施压裂作业时,压裂液主要经由天然裂缝滤失,裂缝性储层压裂液滤失计算不能采用经典的滤失理论。     

羟丙基香豆胶-有机锆交联冻胶压裂液的性能

实验研究了香豆胶与环氧丙烷在碱催化下反应生成的羟丙基香豆胶的表面活性及其与有机锆生成的耐热剪切的冻胶压裂液的应用性能。羟丙基香豆胶具有弱表面活性,水溶液浓度由0.1%增至0.6%时,表面张力和界面张力略为降低,分别由65.31降至58.22 mN/m,由24.79降至18.35 mN/m。当交联比在100∶0.2~100∶0.5时或pH值在9.0~10.0时,形成的羟丙基香豆胶/锆冻胶黏度高(≥300 mPa.s),有弹性,热剪切稳定性好。交联比100∶0.4的0.7%羟丙基香豆胶/锆冻胶在130~160℃下均为假塑性流体,n值在0.396~0.425范围。在150℃和160℃高温下,该冻胶连续剪切(170 s-1)120 min,仍保有较高黏度(~125和~95 mPa.s),滤失量和滤失速率较小,控制液体滤失能力较好。该冻胶抗盐钙性能好,加入5.0%、6.0%KCl时,25℃表观黏度(412 mPa.s)保持率分别为90.3%、76.2%,加入0.4、0.5、0.6 g/L CaCl2时分别为87.9%、75.5%、53.2%。加入过硫酸铵的冻胶在150℃或160℃放置20 h以上可完全破胶。图2表6参9。     

二氧化碳泡沫压裂液性能研究

对低压、低渗、水敏地层采用CO2泡沫压裂技术,起到增产增注效果。泡沫压裂由于具有地层伤害小、返排迅速、滤失低、粘度高、摩阻低以及携砂能力强等优点,因而在以上储层的改造中得到了广泛应用。研究了影响CO2泡沫压裂液性能的主要因素,如泡沫质量、温度、压力、稠化剂、酸性交联剂,并对CO2泡沫压裂液性能进行了评价。