羧甲基酸性压裂液在长庆气田的应用

针对长庆低渗透储层压裂增产改造的需要,研发了一种羧甲基酸性压裂液。室内实验表明,该压裂液在酸性条件下交联,90℃下耐温耐剪切性能好,破胶液粘度为3.15 mPa·s,破胶残渣仅有138 mg/L,对储层伤害低。在长庆气田低渗透储层现场应用2口井,均顺利完成施工,平均单井初期日产气23412 m3,平均单井增产43.69%,取得了良好的增产效果。     

疏水缔合型清洁压裂液体系研究与应用

为了降低压裂改造过程中压裂液对油藏储层和支撑裂缝的伤害,本文报道一种疏水缔合物压裂液,并进行了现场应用。该压裂液具有良好的抗剪切恢复能力;具有很好的悬砂性能,20/40目陶粒可静态悬砂6小时,不沉降;具有优良的破胶性能,破胶液粘度小于5.0mPa.s,破胶后无残渣、无残胶、易返排,对地层伤害小。目前该压裂液已在新疆油田成功运用18井次,取得了较好的应用效果。     

钛修饰纳米二氧化硅交联剂及胍胶压裂液研究

γ-氨丙基三甲氧基硅烷与硅酸钠水解制得表面修饰纳米二氧化硅,四氯化钛与表面修饰纳米二氧化硅反应,制得钛修饰纳米二氧化硅交联剂,粒径主要分布在6～11 nm之间,可有效降低羟丙基胍胶用量及残渣含量。配制了纳米二氧化硅交联剂交联的羟丙基胍胶压裂液,羟丙基胍胶浓度为0.35%～0.4%。室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好,在170 s^(-1),150℃下,剪切120 min,粘度102 mPa·s; 120℃下破胶60 min,破胶液粘度2.32 mPa·s;表面张力23.53 mN/m,界面张力0.91 mN/m;防膨率88.56%;残渣含量227 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.63%～15.77%,压裂液耐剪切性能、破胶性能、助排性能、储层保护性能等各项性能良好,满足压裂要求。     

一元化生物胶压裂液性能研究

开发了一元化生物胶压裂液,根据储层的温度调整一元化生物胶压裂液和水混合的比例制备压裂液,并对一元化生物胶压裂液体系的性能进行评价.结果表明,一元化生物胶压裂液体系具有非常好的耐温耐剪切性能,在130℃下连续剪切120 min,黏度大于30 mPa·s.同时携砂性能良好,破胶彻底,破胶后残渣远低于常规胍胶压裂液残渣,破胶...     

一种酸性压裂液体系的室内研究

常规的羟丙基瓜胶压裂液体系一般在碱性条件下交联,对于碱敏性地层不能达到理想的压裂效果。文章通过室内研究,筛选出一种酸性压裂液体系:0.8%~1.0%低分子稠化剂AAP+1.0%KCl+0.3%助排剂S-203,pH在5左右以交联比为100∶3.0~100∶3.5与交联剂交联。该压裂液体系可耐温达到110℃,在170 s-1连续剪切1.5 h后粘度仍有61.3 mPa s,破胶后破胶液粘度小,易于返排,该压裂液体系对于碱敏性储层有较好应用前景。     

低浓度胍胶压裂液在延安气田本溪组的应用

为降低本溪组压裂液对地层的伤害,研究开发了适合延安气田本溪组储层的低浓度胍胶压裂液体系。实验结果表明:低浓度胍胶压裂液当胍胶质量分数为0.3%时,在100℃,170s的剪切速率下经过120min耐温剪切,粘度保持在200m Pa·s~(-1);残渣含量和岩心伤害率明显低于常规胍胶压裂液体系。该体系在延安气田本溪组试验2井次,表现出携砂能力强、低摩阻、返排效果好等优点。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

一种新型复合压裂液体系的室内研究

针对海拉尔盆地强水敏储层物性特点,对现有的水基压裂液体系进行优化,制得了复合压裂液体系。依照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T5107-2005,对复合压裂液体系的流变性能、防膨性能、滤失性能、破胶性能、助排性能、残渣含量和岩心伤害等性能进行评价。结果表明该体系在90℃、170s-1条件下剪切60min后粘度为228mPa·s;流态指数为0.5273,稠度系数为0.8425Pa·sn c;为岩屑分散率均≤10%;初滤失量为2.29×10-2 m3.m-2、滤失系数为3.18×10-4 m.min-1/2、滤失速率为0.53×10-4 m.min-1;破胶液粘度≤5mPa·s;破胶液表面张力为26.4mN/m,界面张力为1.19mN/m;残渣含量为143.8mg/L,岩心伤害率为9.3%。     

低渗透储层用非交联缔合结构型压裂液研究及应用

地处鄂尔多斯盆地长庆油田属于典型的低渗、超低渗储层,目前储层改造所使用的胍胶类压裂液破胶后残渣含量高,储层伤害率高,一定程度上影响了储层改造效果。本文结合长庆低渗透储层特征,采用有机聚合物作为稠化剂,配套形成了一种适合于长庆低渗透储层的非交联缔合结构压裂液,该体系稠化剂增粘能力强,耐温耐剪切效果好,破胶后残渣含量低100mg·L~(-1),岩心基质渗透率伤害小于10%,体系性能良好。该非交联缔合结构型压裂液在长庆油田重点区块现场试验16层段,试采日产油达20t·d~(-1)以上,改造效果明显,表现出良好的适用性。     

羧甲基压裂液在苏里格气田的初步应用与认识

2011年羟丙基瓜胶价格开始上涨,由昆山公司生产的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系在苏里格气田某区块现场试验两口井。苏里气田属于低渗透气藏,储层埋藏深度在3150-3510m,温度在100-115℃之间。现场应用表明羧甲基羟丙基瓜胶压裂液的携砂性能与羟丙基瓜胶压裂的携砂性能相当,但是返排效果明显优于羟丙基瓜胶压裂液体系,并且该体系具有耐高温,低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻、价格低等特点,是今后压裂液发展的方向。     

一元化生物胶压裂液性能研究

开发了一元化生物胶压裂液,根据储层的温度调整一元化生物胶压裂液和水混合的比例制备压裂液,并对一元化生物胶压裂液体系的性能进行评价。结果表明,一元化生物胶压裂液体系具有非常好的耐温耐剪切性能,在130℃下连续剪切120 min,黏度大于30 mPa·s。同时携砂性能良好,破胶彻底,破胶后残渣远低于常规胍胶压裂液残渣,破胶液与地层水配伍性良好。破胶液再次加入一元化生物胶后可再次形成压裂液,重复3次均性能稳定,具有良好的应用前景和推广价值。     

超低浓度瓜尔胶压裂液体系在苏6井区的应用

针对压裂液稠化剂瓜尔胶主要原料胍胶片价格直线飙升,导致胍胶压裂液成本压力快速上升,研制开发了一种适用于长庆气田储层的超低浓度压裂液。将稠化剂浓度由0.50%~0.55%降低到0.31%,与交联剂JL-9交联后耐温108℃,90℃、170s-1剪切60min后,压裂液的粘度大于141mPa·s,破胶残渣为282.2mg/L。超低浓度压裂液既降低储层改造成本,具有较好的经济效益,同时又降低了压裂液对储层的伤害。2011年在长庆气田苏6井区采用超低浓度瓜尔胶压裂液体系施工了13口直井,施工压力平稳,均顺利完成施工。13口试验井平均无阻流量为6.35×104 m3/d,采用常规瓜尔胶压裂液施工的16口对比井平均无阻流量为4.43×104 m3/d,增产效果较好。     

低渗储层胍胶压裂液交联性能的影响因素及机理探讨

针对非常规储层压裂过程因胍胶压裂液由于耐温性和抗剪切性能差而流变性不易控制问题,依胍胶压裂液特性制备了一类高效纳米ZrO_2交联剂PDH,并配制成PDH-丙烯酰胺接枝胍胶压裂液。以组装的毛细管黏度测量装置探索和分析了纳米PDH交联剂加入量、体系温度、压力及剪切速率对胍胶压裂液黏度和流变指数的影响,并以分子模拟揭示其增稠交联机理。结果表明,30 MPa、175℃和200 s^(-1)剪切50 min可使含0.3%的纳米ZrO_2交联剂的0.35%胍胶压裂液黏度达97 mPa·s,明显优于普通有机锆DDT交联压裂液的74 mPa·s。纳米锆量与体系压力升高使压裂液黏度增加和流变指数降低。4因素中温度和剪切速率对压裂液黏度影响较小,分别降低了39 mPa·s和24 mPa·s,远小于温度和剪切速率对DDT-胍胶压裂液降低的54 mPa·s和37 mPa·s, PDH展现出优异耐温性和增稠性。     

可回收低分子量香豆胶压裂液室内研究

为解决压裂作业水资源缺乏和返排液难处理的问题,研发了利用pH值控制的酸性破胶技术,研发了可重复交联的可回收低分子量香豆胶压裂液。低分子量香豆胶分子量是常见稠化剂的1/4~1/10,更利于在非降解破胶的前提下返排;可控缓释酸性破胶剂实现酸性破胶剂的可控释放;结合配套使用的交联剂和交联促进剂等添加剂形成了适合不同储层的压裂液体系。根据标准评价该体系的性能:交联冻胶可以调挂、冻胶能在2.5~6小时内破胶、90℃耐温耐剪切性实验后粘度为103.91mPa·s,证明该体系性能符合现场要求;经过破胶后重复交联的压裂液性能与新鲜配置的压裂液性能相似,达到了回收重复利用的目的。该压裂液性能稳定,可重复利用性强,在作业用水缺乏的地区有很好的应用前景。     

抗高温低摩阻硼交联加重压裂液的制备与性能

针对高温深井致密油气藏压裂液存在的高摩阻、高施工压力和抗高温能力不足的问题,通过硼交联剂的合成和压裂液添加剂的优选,研究得到了一种密度为1.38 g/cm³的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s3的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s^(-1)下连续剪切90 min后黏度始终保持在60 mPa·s以上,95℃高温下可完全破胶,破胶液残渣含量低于行业标准,且具有优良的悬砂性能,对高压深井油气藏压裂改造具有重要意义。     

瓜尔胶压裂返排液回用技术在气井中的应用

储层改造规模的加大对水资源的需求逐渐增加,压裂返排液的重复利用越来越受到关注。根据硼酸根离子的水解、络合反应机理,加入配位体PWT-2调节瓜尓胶压裂液返排液处理水(简称处理水)中硼酸根离子的有效含量,保持处理水中瓜尓胶压裂液的基液黏度及交联延迟时间与清水配置的一致,基液黏度约28~32 m Pa·s,交联延迟时间为75~150 s。通过加入缓冲剂HC-J调节瓜尓胶压裂液p H约为10.0,控制体系硼离子的有效浓度,降低多价阳离子的含量;将处理水与现场清水按照体积比2∶1的比例配置瓜尓胶压裂液,提高体系的耐温性能;稀释后配置的瓜尓胶压裂液在110℃剪切120 min,黏度保持250 m Pa·s以上,若加入胶囊破胶剂剪切50 min后黏度可降低至40 m Pa·s以下。     

鄂南浅层油气藏低伤害VES-M清洁压裂液研究

以瓜胶、合成聚合物以及粘弹性表面活性剂等为稠化剂,优选出一种适应浅层油气藏的低伤害VES-M清洁压裂液体系。综合评价了压裂液体系热稳定性、悬砂性、破胶性能以及对岩心渗透率的影响。结果表明,VES-M清洁压裂液体系在60℃,170 s-1条件下的表观黏度达50 mPa.s,悬砂性能良好,遇水或者烃类均可破胶,破胶后粘度低于5 mPa.s,无残渣,对地层伤害小且易返排。鄂南浅层油气藏的现场应用表明,该清洁压裂液具有良好的破胶性能、摩阻低、伤害小,可有效控制缝高,增产效果明显。     

低浓度低伤害胍胶压裂液室内实验评价

压裂工艺是低渗油藏的开发的必要手段,压裂液在压裂工艺中起着非常重要的作用,为进一步提高压裂效果,新型的压裂液也被不断的研发出来,对压裂液性能的分析评价,是实践应用的前提。介绍了低浓度胍胶压裂液,并通过室内实验分析该压裂的性能,研究表明:该压裂液耐温耐剪切能力强,高温下仍能保持120 mPa·s以上的黏度;悬砂能力强;破胶效果优于普通胍胶压裂液;具有较低的表面张力和界面张力。适用于低渗储层压裂工艺,能起到更加良好的压裂效果。     

低浓度胍胶压裂液体系室内研究

目前全球瓜尔胶原材料紧缺,导致胍胶价格飙升,压裂成本攀升。因此,研究优选满足携砂要求的低浓度胍胶压裂液体系具有重大意义。通过实验,对低浓度胍胶压裂液体系的配方进行了研究,评价了低浓度胍胶压裂液体系的耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性能、破胶性能、静态伤害和残渣伤害。实验结果表明,低浓度胍胶压裂液可满足压裂施工时的携砂要求,并且破胶后的残渣含量明显减少,降低了对储层的伤害,是一种低成本、低伤害压裂液体系。