多元改性速溶胍胶压裂液研究与应用

为克服传统胍胶压裂液溶胀速度慢、现场配制时间长、破胶后残渣含量高等缺点,研制了一种多元改性速溶胍胶压裂液.在清水中加入一定量的羧甲基和羟丙基双改性胍胶及杀菌剂、黏土稳定剂、交联剂等处理剂,配制得到多元改性速溶胍胶压裂液.室内试验表明,该压裂液溶胀速率快,1 min溶胀率已达到3 min溶胀率的94.7%,溶胀速度较羟丙基速溶胍胶压裂液提高了18.75%;水不溶物含量极少,较羟丙基速溶胍胶压裂液降低了88.46%;破胶后的残渣含量降低超过71.0%,对支撑剂导流能力的伤害降低了62.0%,对岩心渗透率的伤害降低了53.8%,其综合性能达到现场施工要求.现场应用表明,多元速溶改性胍胶压裂液能够满足大规模水平井压裂施工的要求,并能为低渗透、特低渗透储层的有效开发提供技术支撑.      

速溶胍胶压裂液体系性能评价

本文对速溶胍胶压裂液体系进行了流变性能、破胶性能、残渣含量的评价。实验结果表明,速溶胍胶压裂液体系溶胀速度快,对地层伤害小,在大规模的压裂施工过程中具有广阔的应用前景。     

页岩油储层改造用压裂液体系的研究及应用

根据江汉油田页岩油藏具有低~中孔隙度、低一特低渗透率、地质构造复杂、敏感性强等非常规油藏的特征,室内研制了羧甲基羟丙基胍胶低伤害压裂液体系,评价了羧甲基羟丙基胍胶压裂液的溶胀性能、耐温抗剪切性能、破胶性能和对储层的伤害性能,以及无机盐离子对基液黏度的影响。实验结果表明,该压裂液的使用浓度为胍胶压裂液使用浓度的1/2时即可满足压裂施工的携砂要求,并且破胶后残渣含量低,降低了对储层的伤害,在潜页X井大规模压裂施工中应用成功。     

抗温155℃的胍胶压裂液体系研制及性能评价

胍胶及其衍生物是水力压裂液最常用的稠化剂,成本较低且对地层伤害较小,耐温性能较差。文章对胍胶进行醚化改性,制备了一种耐温性能较好的羧甲基羟丙基胍胶CMHPG-3;利用硼酸和无机锆合成了一种新型耐高温有机硼锆交联剂;通过优选胍胶压裂液中添加剂的种类和用量,研制了一种耐高温胍胶压裂液体系,并利用高温高压流变仪对此压裂液体系的综合性能进行了评价。结果表明,该压裂液体系具有较好的延迟交联性能,在胍胶用量仅为0.4%的条件下,此胍胶压裂液的最高抗温155℃;在130℃、170 s^-1下持续剪切60 min的剩余黏度高于80 mPa·s;黏弹性能测试表明该压裂液体系具有较好的携砂性能;压裂液破胶时间短,可在90℃、2 h内完全破胶,得到的破胶液黏度低于4 mPa·s,且残渣含量较低,对储层伤害较小,储层的平均渗透率损害率仅为19.33%,现场应用施工顺利,取得了良好的压裂施工效果。     

2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶的制备与性能评价

以十八烷基缩水甘油醚为疏水化改性剂、胍胶原粉为原料、氢氧化钠为催化剂、乙醇为溶剂,通过开环加成反应合成了胍胶衍生物增稠剂HOPG——2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶,模拟现场配方对采用该稠化剂配制的压裂液的挑挂性能、破胶性能与耐温抗剪切性能进行了评价。采用HOPG配制的压裂液溶解性能和挑挂性能良好;0.3%HOPG+0.3%交联剂JL-13+0.2%APS的压裂液破胶后的残渣含量明显低于用未改性胍胶配制压裂液的,冻胶于90℃下破胶1 h后的破胶液黏度仅为1.02 m Pa·s,破胶液残渣量仅为182 mg/L;该压裂液具有优良的耐温抗剪切性能,冻胶在80℃、剪切速率170 s-1条件下剪切70 min后的表观黏度为165 mPa·s,远大于行业标准(不低于50 m Pa·s)。     

超低浓度HPG在延长致密油藏的研究与应用

为了降低延长致密油藏压裂施工成本,针对致密油藏低孔、低渗、低压力等特点,室内从降低压裂液残渣和地层伤害的角度出发,通过系统评价开发出一套超低浓度胍胶压裂液体系。结果表明:该体系具有良好的耐温抗剪切性能、破胶性能,破胶液表面张力为24.51 mN/m,界面张力为0.784 mN/m,压裂液残渣含量为193 mg/L,岩心伤害率平均为21.21%。该体系在延长深层油藏进行了现场试验的4口井/5井层,试验井试油累计产油量比邻井提高29.04%,增产效果显著。超低浓度胍胶压裂液技术开发有效降低施工成本。     

低伤害液体胍胶压裂液LGC-1性能研究与应用

对低伤害硼交联液体胍胶压裂液的性能进行了研究,结果表明:在压裂液性能相当的情况下,液体胍胶增稠剂较干粉胍胶具有加量低(90℃液体胍胶加量0. 4% )、分散增粘速度快(3min时原胶液粘度为85mPa·s)、抗温抗剪切性能好(90℃下剪切60min后,粘度大于65mPa·s)、破胶返排迅速(120min后破胶液粘度小于5mPa·s)、残渣少(986mg/l)及与地层液体相溶性好等特点。该压裂液在油田现场施工20余井次,获得了较好应用效果。     

金秋区块气田水回注增注措施

研制了一套适合川渝地区使用的酶破胶羟丙基胍胶压裂液体系,该酶破胶剂对压裂液稠化剂具有很好的专一破胶性能,与压裂液各种添加剂有良好的配伍性能。与常规破胶剂相比,酶破胶剂破胶更彻底,破胶液黏度小,残渣含量少,对支撑裂缝导流能力伤害小。在合川001-25井组3口井的现场应用表明,该酶破胶压裂液体系能够完全满足现场加砂压裂施工要求,返排液残渣含量明显低于常规破胶剂体系,且使用酶破胶剂的2口井压后增产效果较使用常规破胶剂的更好。     

粘弹性表面活性剂清洁压裂液破胶剂筛选实验

为解决清洁压裂液在低渗特低渗低产油藏压裂时无法彻底破胶的问题,根据清洁压裂液破胶机理,对清洁压裂液与醇类、表面活性剂类、无机盐、烃类等多种化学试剂的破胶情况进行了室内筛选实验。实验结果表明筛选出的清洁压裂液破胶剂YTS破胶性能较好,40℃时0.2%的加量可使清洁压裂液彻底破胶,破胶液粘度在5 mPa·s以下,并且破胶时间可控,能够满足低渗特低渗油藏清洁压裂液压裂施工的需要。     

速溶型低损害疏水缔合聚合物压裂液的研究与应用

常用的胍胶压裂液残渣含量高、对地层损害率大,而大部分粉状聚合物类稠化剂溶解时间较长,无法满足大型压裂连续混配对稠化剂溶解时间的要求。为解决上述问题,以速溶型疏水缔合聚合物GAF-TP为稠化剂、非离子型表面活性剂GAF-2为增效辅剂、GAF-16(季铵盐类)为黏土稳定剂配制了压裂液,优选了压裂液配方,对压裂液的耐温抗剪切能力、岩心损害等性能进行了评价,并在鄂尔多斯盆地某气井进行了现场应用。结果表明,GAF-TP溶解性和增黏能力好于胍胶,溶解时间短,室内常温下的溶解时间为60 s,现场(5℃)溶解时间为1~2min;配方为0.5%GAF-TP+0.3%GAF-2+0.3%GAF-16的压裂液耐温抗剪切性较好,对岩心基质渗透率的损害率和压裂液破胶液对支撑充填层渗透率的损害率均小于10%,对储层的损害小于胍胶压裂液;该压裂液现场施工顺利,压后无阻流量达11.85×10~4m~3/d,返排率达到80%,增产效果显著。     

可回收再利用的低分子胍胶压裂液技术研究

为解决压裂作业水资源缺乏和返排液难处理的问题,利用pH值控制硼酸盐离解平衡移动原理来改变胍胶压裂液的交联状态,使其在酸性条件下非降解性破胶,胍胶分子结构不被破坏,可实现重复交联。采用生物降解技术,对胍胶进行降解,通过控制降解条件来控制胍胶的降解程度,从而控制胍胶的相对分子质量,制备出了相对分子质量为30×104~50×104、在硼酸盐条件下可交联的低分子胍胶,其水溶液黏度较低,水不溶物质量分数≤4%。并以某固体酸为囊芯、在水中可逐渐溶解的某高聚物为囊衣,采用空气悬浮成膜法制备出了一种胶囊破胶剂,在地面条件下显中性,保证胍胶压裂液顺利交联,而在地层温度和压力条件下逐渐释放出固体酸物质对压裂液非降解性破胶。以低分子胍胶为稠化剂,包裹固体酸的胶囊为破胶剂,开发出了可回收再利用的低分子胍胶压裂液,在四川须家河组储层改造中得到了广泛应用,对返排出的压裂液进行了回收再利用,节能减排效果显著。     

耐高温低浓度瓜胶压裂液研究与应用

在高温、低孔低渗储层压裂改造中,常用的瓜胶压裂液浓度一般为0.45%~0.50%,瓜胶的浓度高,对储层的伤害大,且近年来瓜胶的价格明显上涨,施工费用增加。因此优选了性能优异的超级瓜胶、表面张力小的助排剂,并研制出水解半径大的复合型多头交联剂,最终得到耐高温低浓度瓜胶压裂液,该压裂液瓜胶质量分数为0.30%~0.35%时,耐温达130℃(黏度小于8 m Pa·s),具有破胶彻底、低残渣(117 mg/L)、对岩心的伤害率小于10%、流变性能好等优点。该压裂液在塔河535井现场应用取得了显著效果。     

酸性交联压裂液性能对比研究

对比研究了羧甲基胍胶和聚合物类酸性压裂液的性能,主要包括基液黏度、交联性能、携砂性能、破胶性能。研究表明:与聚合物基液相比,相同浓度下羧甲基胍胶基液的表观黏度及零剪切黏度更大;当pH值为5~6时,两者交联效果较佳,羧甲基冻胶黏度更大。采用Ostwald-Dewaele方程描述冻胶黏度与剪切速率的关系,并计算出交联冻胶的稠度系数。研究表明:羧甲基冻胶稠度系数明显大于聚合物稠度系数;在携砂性能方面,聚合物冻胶弹性模量更大,支撑剂沉降速度更小,携砂性能更好;在破胶性能方面,与羧甲基胍胶相比,聚合物冻胶破胶后残渣更低,对储层的伤害更小。     

硼修饰纳米二氧化硅交联剂研发及性能评价

针对目前常规有机硼、无机硼交联的瓜胶压裂液普遍存在羟丙基瓜胶用量大、残渣含量高等的问题,笔者先将硅酸钠水解制得纳米二氧化硅,然后将制得的纳米二氧化硅与γ-氨丙基三甲氧基硅烷反应得到表面修饰纳米二氧化硅,再与硼酸进行反应,最后制得可交联的硼修饰纳米二氧化硅交联剂,该交联剂粒径主要分别在7～11 nm,可有效降低瓜胶用量及残渣含量。研究了该交联剂交联的羟丙基瓜胶压裂液,室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好:在温度分别为50℃、120℃,剪切速率170 s-1下连续剪切120 min,最终黏度均大于50 mPa·s;50℃下破胶60 min,破胶液黏度小于5mPa·s;表面张力22.77 mN/m;防膨率89.6%;残渣含量145 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.82%～14.86%,压裂液各项性能良好,羟丙基瓜胶浓度降低20%,残渣含量降低25%,满足现场施工要求。      

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。      

大规模体积压裂过程中压裂液性能表征方法研究

针对SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》压裂液性能评价标准未能模拟大规模体积压裂过程中压裂液剪切历史,尤其缺少过炮眼高速剪切对压裂液性能影响的重要环节,项目开展模拟体积压裂施工全过程压裂液体系性能测试方法探索性研究。参照现场实际施工排量,模拟压裂液流经管柱、炮眼和裂缝不同阶段的剪切历史,同时,以压裂液破胶低伤害为前提进行破胶剂量优化,在此基础上进行压裂液流变性能测试,保证压裂液满足施工过程具备携砂性能和施工结束后一段时间内完全破胶的双重要求;采用透明平行板模型,考察使用条件下压裂液动态携砂性能,测试结果为大规模体积压裂“全裂缝支撑”提供设计依据。新方法测试结果表明,复合交联瓜胶压裂液体系和交联聚合物压裂液体系通过高速炮眼后黏度损失较大;乳液缔合型压裂液体系对破胶剂敏感,在满足破胶低伤害的前提下,动态携砂性能难以满足裂缝远端支撑剂铺置要求;低浓度瓜胶压裂液体系添加优化用量破胶剂,体系在施工排量下动态携砂性能良好,满足裂缝远端支撑剂铺置的技术目标。      

氢键抑制方法减少瓜尔胶压裂液对砂岩储层的吸附伤害

为了减轻瓜尔胶压裂液在砂岩多孔介质中产生的吸附伤害、降低其对致密砂岩储层渗透率的伤害,以四川盆地中侏罗统沙溪庙组砂岩为研究对象,根据热重实验确定瓜尔胶在砂岩表面的吸附量,并利用X射线电子能谱测试结合岩心流动实验,分析瓜尔胶压裂液在砂岩多孔介质中的吸附作用机理,再通过核磁共振和CT成像,研究压裂液吸附对砂岩孔喉结构变化和氢键抑制剂对压裂液综合性能的影响。研究结果表明:(1)压裂液会吸附在岩石多孔介质内部,导致岩石孔径变小、储层渗透性变差,吸附量约为3.9 mg/g;(2)砂岩表面的含氧基团与瓜尔胶分子形成的多重氢键作用是砂岩多孔介质与压裂液之间发生吸附的主要作用力,氢键抑制剂可以降低瓜尔胶在砂岩中的吸附量和对储层渗透率的伤害程度;(3)氢键抑制剂的加入对压裂液流变性影响不大,但却可以有效地降低破胶液的表面张力和残渣含量。结论认为,氢键抑制剂可以解除瓜尔胶与砂岩的吸附作用,有效地降低瓜尔胶压裂液对储层的伤害,并且不会影响压裂液的综合性能;该研究成果对于认识氢键抑制剂的性能、改进瓜尔胶压裂液体系、提高致密砂岩储层的增产改造效果等都具有重要的意义。     

镇北长8酸性羧甲基胍胶压裂液的研究及应用

针对镇北长8储层特征,研制开发出了一种新型酸性羧甲基胍胶压裂液体系,确定了该压裂液的配方。室内实验表明,该压裂液在酸性条件下交联,流变性能好,能完全破胶,破胶液粘度为3.44mPa.s,破胶残渣只有144mg/L,对储层伤害低。目前已成功压裂镇北长8地区6口井,增产效果明显,说明该压裂液适合用于碱敏储层改造。     

工业氯化钙加重胍胶压裂液体系研究与现场试验

为了解决现有加重压裂液体系成本高及加重密度低等问题,采用工业氯化钙作为加重剂,研发了一种低成本加重压裂液技术.在分析硼交联剂在氯化钙胍胶基液中交联受阻机理的基础上,制备了耐高浓度氯化钙溶液的交联剂,可在低pH值环境下使高浓度氯化钙溶液和胍胶基液形成交联冻胶.工业氯化钙加重胍胶压裂液具有加重密度高、基液黏度低和耐温耐剪切...