提高低温条件下过硫酸铵分解速率的方法

压裂液的破胶效果直接影响压裂液的返排和压裂施工效果.低温条件下,压裂施工破胶时间的长短主要取决于过硫酸铵分解,产生氧自由基的速率.研究了温度、pH值和还原活化剂对过硫酸铵分解速率的影响,优选出了NaOH+柠檬酸(20％)调节体系的pH,pH值为8时最适宜,活化剂的最优浓度为0.3％.该研究对于缩短压裂破胶时间,指导油气井增产具有重要的意义.     

酸性压裂液用有机锆交联剂的合成与性能评价

为构筑与长期CO2驱储层具有更好配伍性的压裂液体系,本文通过正交合成实验,以氧氯化锆、乙二醇、乳酸及氯化铵为原料,成功合成并筛选出可在酸性条件下(pH=1~6)与羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)发生交联反应的有机锆交联剂,系统地评估了有机锆交联CMHPG酸性压裂液体系的成胶时间、成胶强度、流变性能、悬砂和破胶性能、微观结构以及对岩心的损害情况。研究表明:该有机锆交联剂具有优异的延迟交联性能,即使体系pH低至1~2,成胶时间依然可延缓至1~3 min;随着交联剂与聚合物浓度的升高,体系成胶时间缩短,成胶强度增大;在交联剂用量0.03%~0.06%、聚合物用量0.2%~0.7%的范围内,体系黏弹性能可调、成胶时间可控;该体系具有较好的剪切恢复性能,可形成均匀、致密的三维空间网状结构,且在pH为1~3的条件下悬砂性能优异、破胶性能良好。该体系可满足不同地层条件的压裂需要,但应用的温度应不超过145℃。相比于碱性压裂液体系,酸性压裂液体系对岩心的损害性更低。     

低分子量聚合物压裂液体系的研究与应用

为减少瓜胶压裂液对低渗透、碱敏储层的二次伤害,研制出了一种低分子量聚合物压裂液,并解决了该压裂液交联时间不易控制、低温破胶困难的技术难题.通过对主要添加剂进行优选,该压裂液以AM/AANa/NaAMPS的共聚物作稠化剂,其分子量为20万～30万,水溶速度快,现场配液容易,且增稠能力强,在压裂液中的浓度为0.2％～0.6％时即能满足压裂施工要求;用有机锆与醛的复合物作交联剂;针对不同的地层温度,从低温破胶剂DP-2+活化剂、过硫酸铵、胶囊破胶剂+过硫酸铵中分别选用;最终优选出了低、中、高温低分子量聚合物压裂液系列配方.该压裂液在华北二连的乌里雅斯太油田、鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的油井与天然气井压裂改造中均取得了较好的效果.     

川西浅气层压裂液体系的研究与应用

针对川西浅气层温度低的特点,选择性能优良的低温活化剂与过硫酸盐的组合,使压裂液在低温下4－6h彻底破胶返排,从而解决了过硫酸盐在温度低于54℃下不能快速彻底破胶返排和普通蛋白酶受pH值,温度,水质影响较大而导致性能不稳定的难题,并根据地层和施工要求开发出了由稠化剂,交联剂,低温活化剂,助排剂,粘土稳定剂,破胶剂组成,适用于20－50℃井温的压裂液体系,介绍分析该压裂液体系的具体组成,活化剂对破胶时间的影响,压裂液的主要性能参数在新场气田和白马地区现场应用结果。     

煤层气井用非离子聚丙烯酰胺锆冻胶压裂液优选

活性水、瓜胶压裂液是国内煤层气井压裂最常用的压裂液,但活性水压裂液流变性能差,瓜胶压裂液破胶残渣含量高对煤层的伤害大,限制了这两类压裂液在煤层压裂中的应用。为此,针对煤层温度和渗透率低的特点,在分析影响锆冻胶压裂液性能因素的基础上,优选出了适用于煤层气井压裂的非离子型聚丙烯酰胺锆冻胶压裂液配方(0.400%PAM+0.035%ZrOCl2)。通过室内试验对优选出的非离子型聚丙烯酰胺锆冻胶压裂液的性能进行了评价,结果表明,该压裂液具有耐剪切、滤失量低、易破胶、携砂性能好、无残渣、对煤层伤害低、易返排的特点,适用于低温煤层压裂。      

低浓度聚合物压裂液体系研究与应用效果评价

聚合物压裂液冻胶体系在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁留下残渣造成储层伤害,降低聚合物浓度可以减轻这种伤害,但又会遇到冻胶体系黏弹性降低支撑剂沉降的问题,因此,研究优选满足携砂要求的低浓度聚合物压裂液体系具有实际意义.用实验方法研究了低浓度聚合物压裂液的增稠剂、交联剂及破胶剂.并评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能、流变性能、携砂性能、破胶性能、低伤害性能、防膨性能和滤失性能.实验结果表明,低浓度聚合物压裂液的浓度为常规聚合物压裂液浓度一半时即可满足压裂时的携砂要求,抗温抗剪切性能优于清洁压裂液和常规聚合物压裂液,并且破胶后的残渣量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种较为环保的低伤害压裂液.     

水基压裂液低温破胶机理与发展应用

介绍了水基压裂液低温破胶剂,包括氧化破胶剂、生物酶破胶剂和复合型破胶剂。简述了氧化破胶剂和生物酶破胶剂的作用机理与影响机制;分析了金属或金属螯合物、表面活性剂以及双氧化剂破胶体系、氧化还原破胶体系、三元复合破胶体系中的复配物对氧化破胶剂过硫酸盐的活化作用;总结了氧化破胶剂、生物酶破胶剂和复合型破胶剂的现场应用效果,对低温压裂液破胶剂的发展提出了建议。     

小分子支链化聚合物压裂液的合成与应用

采用氧化还原引发体系,以AM、AMPS为主要原料,以硫酯YP为链转移剂和支链化促进剂,合成得出特性黏数不高于3.0的小分子支链化聚合物增稠剂.在室内大量研究的基础上,得到了小分子支链化聚合物压裂液增稠剂的最佳合成工艺;并同时研制出了与之匹配的专用交联剂、缓交剂、温度稳定剂、助排剂及其破胶剂.该体系的耐温抗剪切能力可达140℃.经辽河油田10口中深井和松原油田30口中深井的应用,证明了该体系专用破胶剂在少量常规氧化破胶剂的协同作用下可使低温到高温(40～100℃)的压裂液破胶水化彻底,大大降低了对改造储集层的伤害,压裂施工成功率为100％,取得了良好的效果.     

高温无机硼交联剂延时性能研究与应用

针对目前有机硼交联剂破胶剂用量大、破胶后残渣含量高、不利于压裂液破胶返排及传统无机硼压裂液体系耐温差等现状,从提高无机硼交联剂耐温性能方面着手,开发出高温无机硼JLW-HT 1交联剂,并采用该交联剂配置成压裂液体系,用于低渗透气藏的储层改造。实验室评价及现场应用表明,该压裂液体系破胶后残渣含量少,有利于压裂液的破胶返排,对储层伤害小,而且具有很好的高温流变性,可满足鄂尔多斯盆地低温环境下高温深井的不同规模压裂施工。     

新型低温压裂液体系的实验研究及应用

通过低温破胶影响因素室内实验，研究开发出了一种新型低温压裂液体系，研究结果表明，当温度低于52℃时，APS破胶剂只有在一种低温破胶助剂的作用下才可以发挥破胶作用，且破胶速度随APS浓度的增加而增加。该压裂液体系的破胶速度随溶胶液PH值增加而减小，随环境温度的上升而逐渐增加，压裂液体系的破胶速度受体温破胶助剂用量的影响较大，压裂液中其它添加剂对压裂液体系的破胶速度影响不大，通过现场60余井次的成功压裂，以及施工所取得的良好增产效果，证明新型低温压裂液体系非常适合浅井复产和增产的压裂工艺改造。     

西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用

西峡沟区块低温低压浅层稠油油藏因存在压裂液快速破胶困难、地质疏松支撑剂嵌入比较严重、压后压裂液返排动力不足等因素,使得压裂增产面临诸多难题。针对上述难题进行了技术攻关,形成了弱交联水基压裂液低温快速破胶返排技术、低前置液高砂比加砂压裂工艺技术。该技术应用于西峡沟区块稠油油藏,增产效果显著,为该区块浅层稠油的开采提供了经济有效的技术手段。     

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。      

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为：聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。     

安棚裂缝性储层压裂技术研究与应用

安棚裂缝性储层压裂施工早期砂堵的主要原因是压裂形成的人工裂缝易沿天然裂缝延伸形成张开程度不一的多支缝，从而难以形成具有一定缝宽的主裂缝。针对储层特征对压裂液性能的要求，用大量的室内实验确定了压裂液基本配方，根据压裂温度场模型模拟了计算压裂过程中的温度变化；应用升破胶剂浓度和降交联剂浓度的变浓度压裂液优化设计技术，保证压裂施工需要的压裂液粘度和压裂结束后压裂液的迅速破胶和快速返排性能。文章提出了前置液中加入变砂比的段塞式“砂团”充填技术，依次堵住不同缝宽的多支裂缝，以保证形成具有一定缝宽的主裂缝。同时配套多段加砂压裂技术和裂缝强制闭合技术，现场应用效果显著，成功地解决了压裂过程中低砂比砂堵的难题，保证了低渗透裂缝性油藏的压裂开发。     

APV缔合型清洁压裂液室内评价

清洁压裂液作为一类新型的低伤害压裂液,因其优良的特性在储层压裂改造中有良好的发展应用前景。为了对压裂施工设计提供必要的参数,通过室内试验的方法对APV缔合型清洁压裂液体系中温区配方进行了评价。结果表明:APV具有很好的耐温耐剪切特性和时间稳定性,在中温地层中能很好地满足施工的粘度要求。通过粘弹性测试得出该流体为强冻胶,在整个扫描过程中损耗模量低于储能模量,表现出以弹性行为为主,在相对低粘度时仍具有良好携砂性能。少量的破胶剂即可使此压裂液在4 h后完全破胶,随着破胶剂份量的增加,在一定程度上可以提高破胶速度,破胶液粘度小于3 mPa.s,具有很好的破胶性能,与地层配伍性良好。在实际使用中,可以采用改变破胶剂浓度来控制此清洁压裂液的破胶速度,更好地满足压裂施工的要求。     

低浓度HPAM/Cr3+凝胶成胶行为影响因素的研究

研究了聚合物浓度，ｐＨ，温度及Ｃａ＾２＋浓度对低浓度部分水解聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）凝胶成胶行为的影响，实验结果表明，随着体系中聚合物浓度的降低，成胶速度降低，所成凝胶的强度和稳定性降低，成胶的ＰＨ范围变窄，在成胶的ＰＨ范围内，ＰＨ愈高，则成胶速度愈快，所成凝胶的强度愈高，稳定性也愈好，温度增高时成胶速度加快，凝胶的稳定性变并，Ｃａ＾２＋浓度增大时所成凝胶的强度下降。     

压裂液对宝浪低孔低渗储层伤害因素的研究

实验考察了压裂液对岩心膨胀及润湿吸附性的影响、压裂液浸泡对岩心的影响、压裂液矿化度和pH值以及压裂液破胶液粘度对储层伤害率的影响,结果表明,造成储层伤害的主要因素为：储层毛管阻力高,对水的润湿吸附严重,造成水锁伤害;压裂液在储层滞留时间长,岩心浸泡后粘土微粒运移对孔道伤害;压裂液破胶不彻底,当压裂液的破胶液粘度大于7 mPa·s时会造成储层的渗透率明显降低。不适当的压裂液矿化度和pH值也会对储层造成较大伤害,则压裂液KCl加量应大于2%,压裂液的破胶液和滤液pH值应小于11。     

油基压裂液在春光油田低温水敏油井的应用

针对春光油田沙湾组水敏性较强、低温低压不利于压裂液破胶及返排和储层孔喉细小易水锁等问题,开展了油基压裂液的实验研究与应用工作,优选了适合该区块的油基压裂液配方及配制方法,解决了低温储层条件下(30~40℃)油基压裂液在可控时间内的彻底破胶难题。该油基压裂液体系在排2-401井进行了实际应用,取得了理想的增产效果。     

高温合成聚合物压裂液体系研究

根据高温低渗储层压裂改造对压裂液性能的要求,从聚合物分子结构分析入手,以聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、2-丙烯酰胺基,2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,合成新型耐高温聚合物,并对其性能进行了评价。实验结果表明,剪切3 h后,压裂液黏度降低1.4 mPa.s,剪切稳定性良好,并且剪切恢复性较好。随着温度的增加,压裂液交联时间逐渐缩短。该压裂液耐温可达170℃。在60℃时,聚合物压裂液破胶困难,可以通过提高破胶剂加量以提高压裂液破胶效果。聚合物压裂液的残渣率为0.83%,对岩心的伤害率为16.7%,对支撑裂缝导流能力的伤害小于植物胶压裂液。适合高温低渗储层的压裂改造。