驱油型可回收清洁压裂液的研制与应用

针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题,制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系,研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 g/L,在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好,破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液与煤油的界面张力可达10-2数10-3m N/m。该压裂液在油田现场成功应用25井次,单井产量是相临井产量的6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液,末端返排液处理后用于驱油,可在水驱基础上平均提高采收率10.67%,大幅降低压裂液对环境的污染。     

苏里格气田压裂返排液回用技术研究与应用

根据苏里格气田压裂返排液的特点和回用配制压裂液对水质的要求,形成了一套以“预处理—混凝沉降—两级过滤—杀菌抑菌”为工艺路线的压裂返排液处理技术。经处理后的返排液固体悬浮物小于20 mg/L,钙、镁离子含量小于30 mg/L,化学需氧量低于100 mg/L,配制瓜胶压裂液72 h黏度下降率低于20%。处理后的返排液用于配制瓜胶压裂液和聚合物压裂液,其耐温耐剪切性、黏弹性、破胶液性能等各项指标均满足行业标准要求。现场可对各个模块和处理单元进行选择性组合实现快速处理和精细处理,速度为150～300 m3/d。近3年使用处理后的返排液配制压裂液超过3.6×104 m3,应用效果良好。      

RP120可回收压裂液体系研究与现场试验

针对油田作业现场压裂返排液处理难题,室内开发了一种可由破胶液重复配制压裂液的稠化剂PM,并形成RP120可回收压裂液体系。该稠化剂在水中溶解迅速,可以实现连续混配施工,利用该稠化剂与清水及该破胶液配制的压裂液在105℃、170 s~(-1)下剪切60 min后的黏度均高于80 mPa·s,破胶剂用量为0.003%~0.005%,残渣含量12.5 mg/L,黏土防膨率72.5%,破胶液表面张力22.3 mN/m。现场收集使用的返排液占施工总液量的15.4%,达到了RP120可回收压裂液返排液重复利用的预期试验效果,减轻了返排液处理的环保压力,为"清洁化生产"提供了技术支持。     

压裂返排液回用处理新技术试验研究

常规水基压裂返排液分为水基冻胶(瓜胶)压裂液和滑溜水/清洁压裂液。压裂返排液具有高分子聚合物含量高、油含量高、悬浮物含量高且成分复杂等特点,属于处理难度很大的废水。采用IDAF高效气浮-SUPOX-CMBR新技术工艺处理压裂返排液,在最佳运行条件下可使出水的油含量小于3 mg/L,SS含量小于2 mg/L。处理后的出水回用作复配压裂液,不仅解决了环境污染问题,同时又节约了宝贵的水资源。     

稠化水清洁压裂液返排液驱油技术

为解决稠化水清洁压裂液返排液清洁化处理难题, 借鉴表面活性剂驱的技术特点, 研究了返排液与原油间的界面张力、 乳化性能、 润湿反转性能、 吸附性能及提高采收率性能, 评价了稠化水清洁压裂液返排液作为驱油剂的可行性。在长庆油田长 8储层条件下, 质量分数 0.001%～ 0.03%的稠化水清洁压裂液破胶液与原油间的界面张力可达 10^-3～ 10^-2 mN/m, 在 60～ 90℃下质量分数 0.006%的破胶液与原油间的界面张力均可达到 10^-3 mN/m超低数量级。该破胶液的乳化性能优良, 质量分数 0.004%～ 0.008%的破胶液与原油形成的乳状液的析水率＜60%; 该破胶液具有润湿反转能力, 可将亲油及亲水的石英表面转变为弱亲水表面。注入 0.3 PV的质量分数0.006%的破胶液, 原油采收率在水驱基础上可提高10.04%。稠化水清洁压裂液返排液驱油技术实现了稠化水压裂返排液变废为宝、 绿色环保的目标, 同时为低渗油藏进一步提高采收率提供了技术支持。图10表1参15     

一种可回收清洁压裂液的研制和应用

在长庆油田体积压裂施工中需要配制大量压裂液,为避免大量消耗水资源,需对压裂液进行回收利用,而长庆区域普遍使用的羟丙基瓜胶体系回收后不能用于携砂,低分子瓜胶压裂液的回收利用工艺复杂。因此研制了一种可回收的清洁压裂液,该压裂液由3% XYCQ-1稠化剂、0.05% XYPJ-2破胶剂及（0.01%~0.10%）XYTJ-1水质调节剂构成。XYCQ-1稠化剂是将蔗糖经微生物培育、发酵而得到的一种微生物多糖稠化剂,在10 s内可使压裂液黏度趋于稳定,增稠快。XYPJ-2破胶剂是一种天然酶和分子改造酶的混合物,由特异水解稠化剂的多糖构成,通过对稠化剂分子结构进行定点突变,促进酶有针对性的反应,形成非天然的新二硫键,从而保证了破胶液的再次成胶反复使用。XYTJ-1水质调节剂与返排液中的Ca2+、Mg2+等高价金属离子可形成溶于水的络合物或螯合物,消除高价离子对成胶的不利影响。实验表明,该压裂液耐温80.0℃,且有较好的悬砂、降阻及助排性能,在常温静置24 h和80℃水浴中静置15 min后基本无沉降,注入排量为64 L/min时降阻率为67%,岩心损害率仅为6.70%。该压裂液在长庆区域油水平井体积改造中应用21口井,施工用液10.46×104 m3,返排液经分离沉砂等简单处理后即可再配压裂液,处理工艺简单,且回收液配制的清洁压裂液携砂性能良好,现场回收利用多达10次,表明该新型清洁可回收压裂液能满足多级压裂施工要求。      

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。      

生物酶破胶剂在气井压裂中的研究与应用

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.     

低伤害压裂液在苏里格气田的应用

苏77区块位于苏里格气田东部,属于典型的低孔、低渗、低压气藏,常规压裂液存在残渣含量高、不易返排、对储层伤害大等不利因素.研制了一种新型低伤害羧甲基瓜胶压裂液,该压裂液稠化剂用量小,比常规瓜胶压裂液的用量减少1/3～1/2;该羧甲基瓜胶水不溶物含量低,比常规瓜胶平均降低90％;压裂液残渣含量低,在105℃下残渣含量小于150 mg/L,仅为常规瓜胶压裂液的30％左右;压裂液弹性优于黏性,携砂性能好,破胶彻底.该压裂液在苏77-17-9H井进行了试验应用,压裂效果显著,其适用于类似苏里格气田的低渗气藏.     

超低浓度胍胶压裂液在姬塬油田的应用

针对目前常规胍胶压裂液体系存在残渣含量高、储层和支撑裂缝伤害大、压裂液返排率低及成本高等问题,根据胍胶交联所需的临界重叠浓度,进行新型超低浓度压裂液体系研究。室内实验和现场应用结果表明,新型超低浓度胍胶压裂液体系耐温达 95℃,破胶液残渣为 172mg/L,岩心伤害率为 15%～22%,返排率为 43.9%～99.80%,增产效果显著,具有良好的经济效益和社会效益,值得推广应用。     

渤海油田油井酸化返排液固悬物含量分析

针对渤海油田油井酸化返排液简易处理后回注造成的回注井堵塞问题，分析了渤海油田现场三口油井酸化返排液的固悬物含量，并通过改变酸碱环境，进一步分析了酸碱环境对酸化返排液中固悬物含量的影响。实验表明，不同单井、单井不同返排周期返排液中固悬物含量差异明显，酸碱环境对固悬物含量影响很大，加碱中和后的酸化返排液中会产生大量的Fe（OH）₃沉淀。室内填砂管动态驱替实验表明，去浮油后的pH值为1~2的酸化返排液，不会对填砂管造成明显堵塞。现场施工过程中，酸化返排液应避免加碱中和，同时使用盐酸体系降低返排液pH值，可有效减少返排液中固悬物含量，降低回注井近井堵塞风险。      

过硫酸铵与生物酶压裂破胶技术对比研究

压裂是低渗或特低渗油气井增产、注水井增注的一项重要举措,压裂液破胶不及时、不彻底乃至在裂缝中形成滤饼,降低了油层裂缝的导流能力,因此压裂液的破胶效果直接影响压裂液的返排和增产,本文主要结合延长油田子长采油厂低渗或特低渗油层的情况,针对生物酶与过硫酸铵破胶各自机理,半乳甘露聚糖生物酶与压裂液添加剂的配伍性,两者与油层水质配伍性及胍胶残留物对地层的伤害情况和现场实际应用后的效果进行综合对比,寻求最佳的破胶剂为油田压裂破胶剂找到合理的解决方案。     

瓜胶压裂返排液重复利用的室内研究

瓜胶压裂液的返排液已成为油田水体的主要污染源之一。将压裂后的返排液处理后重新配制压裂液,不仅可以保护环境,还可以节约水资源,降低成本。为了简化处理流程,提高返排液处理量,引入定位除硼及金属离子的方法,最终实现返排液的重复利用。以官西-5井的压裂返排液为实验对象,分析了压裂返排液中无机离子、固体颗粒和残余硼对压裂液重复利用的影响。研究结果表明,11种无机离子对压裂液重复利用有不同程度的影响,并且总结得出了不同离子对压裂液配制影响的浓度限值;返排液经过高效破胶、絮凝、定位除硼及金属离子反应之后,石油类去除率达91.71%,浊度去除率达94.6%,色度去除率达95.8%,Ca2+、Mg2+、Fe2+和B浓度分别降至36.07、19.44、44.3和3.35 mg/L。研究了各种离子对返排液重复利用的影响,采用了定位除硼及金属离子的方法,根据返排液中残余硼及金属离子含量加入适量除硼剂和金属离子去除剂,将其浓度控制在影响范围内,该实验方法具有操作简便、处理量大,处理成本低等优点,便于现场推广应用。用处理后的返排液重新配制的瓜胶压裂液,在100℃剪切1 h后黏度仍保持在100 mPa s以上,满足《压裂液通用技术条件》要求,实现了压裂返排液的重复利用。      

压裂液技术研究新进展

压裂已经广泛应用于增产当中,压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用,压裂液存在着破胶难,污染环境,污染储层,抗温抗盐性能差的问题,为此,在研究大量文献的基础上,回顾了压裂液技术的发展和现状,总结了适合不同地层条件的国内外压裂液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究结果表明,目前仍是以聚合物增黏剂为主的水基体系,并且研究出了抗高温清洁压裂液、微束聚合物压裂液、无聚合物压裂液以及新型原油基压裂液等等。水基压裂液残液五步处理法,在现场应用效果明显.残渣、破胶性能、相容性、水锁伤害是储层伤害的主要原因。压裂液将主要朝着地层伤害小、抗温抗盐、地层适应性强、环境友好的方向发展：,     

页岩储层压裂工作液研究进展及启示

滑溜水和线性胶压裂液体系在页岩油气的增产中得到了广泛应用。但随着页岩油气资源开发的不断深入,该体系也暴露出了携砂能力有限、返排液处理难度高和对储层伤害大等诸多问题。因此,分析了目前页岩储层压裂工作液体系存在的问题,认为在掌握了页岩软化的损伤机理后,应该对前期的压裂施工和室内岩心评价资料进行整理,对由页岩软化损伤造成的压后无效井,进行再一次的增产尝试。综述了新型的页岩储层压裂工作液体系,认为基于产出水配制压裂液是必然的节能减排发展趋势;泡沫压裂液是有效的少水压裂方案;而超低浓度、疏水缔合和星形聚合物压裂液体系都具有较强的工业应用前景。根据调研内容提出了页岩储层体积压裂的节水方案,建议根据压裂液再生后的类型和用途,具有针对性地净化和处理返排液,从而降低返排液的处理成本。      

长庆陇东地区油井压裂返排液配钻井液研究与应用

针对长庆陇东地区压裂返排液总量大、资源化利用率低的技术难题,以“减量化、资源化”为核心,通过对陇东油井区域4种典型压裂返排液样品的基本性能、离子成分、生化指标、发泡性能等分析研究,确定出返排液配制钻井液的主要影响因素。针对研究得出的影响因素开展了返排液预处理除砂设备、杀菌剂、抑泡剂及离子去除剂的优选评价等,同时结合长庆油气田现场生产实际确定出返排液预处理工艺技术流程,并在水资源短缺的长庆陇东致密油大井组水平井华H20-*平台完成2口井压裂返排液预处理及配制钻井液技术研究先导性试验。现场应用结果表明,预处理后返排液配制的钻井液同生产用水配制的钻井液性能基本接近,密度为1.25~1.30 g/cm3,表观黏度损失率可控制在15.0%以内,试验井段井壁稳定、钻井液滤失量、发泡性能可控,能够很好地满足现场钻井液使用要求。该研究及应用为压裂返排液配钻井液技术的推广及提高水资源综合利率奠定基础。      

大庆油田不返排压裂液技术研究及应用

大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10~4 t,66口水井累计增注51.2×10~4 m~3,减少外排压裂液3.2×10~4 m~3,达到了"零污染、零排放"的要求。     

压裂返排液取水应用技术

为了解决非常规储层压裂改造过程中水资源的大量消耗以及日益增多的废液污染问题,研究了压裂返排液经过化学处理后用于重新配制压裂液的新方法。以长庆油田压裂返排液为例,分析了主要矿物离子Ca2+、Mg2+及残存破胶剂(过氧化物)和硼离子交联剂对重新配制的压裂液主要性能的影响,开发了通过络合反应降低压裂返排液中矿物离子的处理剂TR-1、通过氧化-还原反应处理残余破胶剂的处理剂TR-2及通过屏蔽残余硼离子交联剂从而阻止硼离子与植物胶多糖上的羟基交联的处理剂TR-3。应用该方法,2013年在长庆油田处理了15口水平井、125个水平段,回收处理液量14 000 m3,占施工液量的23%,达到了压裂返排液的重复利用效果并减少了对环境的污染。     

页岩气压裂返排液回用处理技术研究与应用

鄂尔多斯盆地页岩气压裂返排液具有总铁含量高(30~50 mg/L)、黏度高(2.8~3.2 mPa·s)、悬浮物含量高(大于300 mg/L)和细菌含量高(大于10~4个/mL,)的"四高"特点,直接外排会造成严重的环境污染和水资源浪费。为此,有针对性地开展了"隔油除砂—氧化—絮凝沉降—膜过滤"的"四步法"处理工艺的技术应用研究。该工艺在强化絮凝沉降效果的基础上,采用一步法膜过滤技术,既提高了水质处理效果,又缩减了处理工艺流程。同时,通过对处理工艺参数的优化,研发出了一套模块化橇装式压裂返排液回用处理装置。现场应用的效果表明:处理后的水质连续稳定达标,既可满足平均空气渗透率小于等于10 mD地层的回注要求,也可用于配制胍胶和滑溜水压裂液。该研究成果较好地解决了页岩气压裂返排液的"四高"问题,为国内外页岩气及其他非常规油气废水治理和回用提供了技术支撑。