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。     

清洁压裂液破胶液驱油体系实验研究

文中针对清洁压裂液返排液难处理的问题,对清洁压裂液返排液重复利用技术进行了研究。在评价破胶液基本性质的基础上,对清洁压裂液破胶液体系降低界面张力、乳化能力、改变岩石润湿及提高采收率等性能进行了评价。结果表明:在某低渗油藏条件下,该体系能有效降低界面张力至10~(-3)~10~(-2)m N/m数量级;该体系乳化能力较好,润湿性能优良,其动态饱和吸附量为8.09 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的1/4~1/3。室内岩心模拟驱油实验表明,该体系在最优注入方案条件下实现采收率增值10.04%,说明该体系能够满足低渗油藏压裂后进一步提高采收率的要求。     

渗吸驱油型清洁压裂液技术研究

为实现低渗透油藏"压裂施工-渗吸驱油"一体化开发,室内成功开发出渗吸驱油型压裂液R60。该体系基于黏弹性表面活性剂,具有良好的增黏、交联性能,可以实现在线混配连续施工;压裂液在50℃、170 s-1下黏度大于35 mPa·s,与长8原油间的界面张力可达到3.4×10-3mN/m,能将亲油岩石表面的润湿性向亲水方向转变,岩心静态渗吸驱油效率达到35.64%,显示出良好的静态渗吸驱油效果。本实验研究结果,为进一步提高低渗透油藏增产改造效果提供新的实验支撑。     

表面活性剂驱的驱油机理与应用

通过对表面活性剂分子在油水界面的作用特征、水驱后残余油的受力情况以及表面活性剂对残余油受力状况影响的分析,对表面活性剂的驱油机理进行了评述。根据对国内驱油用表面活性剂研究现状的分析,结合目前开展的研究工作,认为开发研制廉价、高效表面活性剂是开展表面活性剂驱油及其相关驱油技术的关键,并对表面活性剂及其相关驱油技术的应用前景进行了展望。     

驱油型表面活性剂压裂液的研发与应用

体积压裂理念带来了非常规油气资源勘探开发的技术革命,微裂缝渗吸驱油理论改变了压裂液行业的传统认识。从分子设计入手,合成了Gemini型表面活性剂,配套优选了炔醇纳米二氧化硅油剥离剂,构建研发了驱油型表面活性剂压裂液。与常规胍胶压裂液体系比较,该体系具有较好的分散性和润湿改变性能,渗吸效率为38%,驱油效率达20%以上。现场试验见油速度快,投产初期产量高,含水低,增产效果明显。     

纳米材料改善压裂液性能及驱油机理研究

为给研发功能性压裂液提供理论依据,在纳米尺度(50 nm)对SiO2进行C8和季铵盐(QAS)修饰,合成了疏水纳米材料SiO2-C8和疏水带电纳米材料SiO2-QAS,评价了SRFP型聚合物清洁压裂液分别加入SiO2,SiO2-C8及SiO2-QAS等3种纳米材料后的配伍性、稳定性及综合性能;利用量化模拟手段,建立了纳...     

超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液的制备及性能评价

针对常规聚合耐盐性能差的问题,设计合成了一种弱疏水缔合聚合物,优化形成了一体化耐盐驱油压裂液体系,并对压裂液的综合性能进行了评价。结果表明：该聚合物可满足28 000 mg/L的超高矿化水在线配制要求,在耐盐稠化剂用量0.1%～1.2%情况下可以实现黏度2～150 mPa·s可调;压裂液破胶液表面和界面张力可调,高矿化度下渗吸驱油效率10%以上;90℃下,剪切1 h后超高矿化度地层水基一体化渗吸驱油压裂液黏度大于40 mPa·s; 20%砂比下,静置40 min,无明显沉砂现象,具有良好的静态携砂能力;在耐盐稠化剂为0.1%～0.5%情况下,不同黏度压裂液减阻率均大于60%以上。     

前苏联的表面活性剂稀体系驱油

本文介绍了前苏联非离子型表面活性剂稀体系驱油的历史、现状、使用药剂、室内研究的课题、矿场试验情况和效果,讨论了一些典型实例。     

二连油田吉32断块稠油化学驱油效率比较

为确定二连油田吉３２断块的开发方式，采用该块具有代表性的油层岩芯及该块２０３井地面原油在单管模型中进行了不同条件下的驱油模拟比较实验，主要结果如下：（１）６０℃、１２０℃、２００℃温度下的水驱，最终采收率分别为４７．０７％、５９．１６％和６９．１５％；（２）２００℃水蒸汽驱，最终采收率为７１．６３％；（３）由最终采收率和累积驱出油量与驱替化学剂量之比确定，较好的化学剂为阴离子表面活性剂ＴＲ９４１，其最经济浓度为１２００ｐｐｍ；（４）１２０℃、２００℃温度下１２００ＴＲ９４１驱的最终采收率分别为６８．３４％和７６．４１％     

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。      

清洁压裂液的研究与应用

介绍了以粘弹性表面活性剂为主剂的清洁型水基压裂液特点,清洁型水基压裂液包括季铵盐类阳离子表面活性剂体系、甜菜碱型阳离子表面活性剂体系、非离子表面活性剂体系、阴离子和非离子及两性表面活性剂复合体系、疏水缔合物体系。简要介绍了各体系的主要配方、使用的主剂和辅助添加剂及各体系优缺点。清洁型水基压裂液在国内外油田现场应用均取得良好的施工效果,其用量约是聚合物压裂液用量的50%。     

自组装复合压裂液在水平井压裂中的应用

为了满足低渗透储层水平井改造的需要,开发了一种梳形聚合物与表面活性剂胶束自组装复合压裂液体系。该体系不使用交联剂,不含水不溶物;80℃时,0.3%梳形聚合物CD-1与0.2%表面活性剂组成的自组装压裂液储能模量高达290 Pa,远大于耗能模量,表现出突出的黏弹特性。5 m3/min排量下压裂液的降阻率达到74.05%,具有突出的低摩阻特性。不同配方的自组装压裂液破胶液的表面张力都低于27 mN/m,界面张力低于0.8 mN/m,满足压裂液返排特性的要求。自组装压裂液对储层岩心平均伤害率18.04%,远小于瓜胶压裂液78.75%的水平。室内评价和现场试验施工都表明,自组装压裂液降阻率高,对地层伤害小,增产效果明显,同时证实了利用聚合物与表面活性剂胶束自组装形成结构携砂理论的正确性。该压裂液体系满足特殊结构井压裂改造要求,为特殊低渗透油气藏的开发提供了一种新的方法和手段。      

FRC-1清洁压裂液体系的性能和应用

FRC-1清洁型水基压裂液由2.5%粘弹性表面活性剂、0.1%特殊稳定剂和4.0%氯化物的盐水组成,室温高速搅拌成为粘弹态,在常温、170 s-1剪切速率下,表观粘度140 mPa·s.FRC-1型压裂液携砂能力强,与烃类接触或被地层水稀释会自动破胶不留下任何残渣,不会造成裂缝导流能力的损害.该压裂液体系在pH大于5.0、使用温度60℃以下时,压裂效果好,在长庆油田现场应用已取得较好效果.     

高砂比压裂技术在吐哈油田的应用研究

根据吐哈油田的特点,就高砂比压裂技术在吐哈油田的应用,在压裂液优化、支撑剂选择、施工工艺等方面进行了研究,优选出了适合该地区的压裂液和支撑剂,优化了压裂施工工艺,最终通过实践总结出了一套适合吐哈油田的高砂比压裂工艺,经过推广试验证明,效果明显。     

耐高温共聚物压裂液体系的研究与应用

针对目前低渗、碱敏、深层、高温等在压裂中所存在的问题,研发出一个耐高温共聚物压裂液体系。采用共聚物FTS-17作为稠化剂,引入具有延缓释放功能的复合型交联剂（含有多种金属离子以及可以和它们形成配住络合物的有机化合物,可以在弱酸性条件下与压裂液进行交联）,通过实验确定了原胶液与交联剂质量比和复合交联剂中锆盐含量的最佳适用范围,考察了耐140℃高温的压裂液流变、滤失及破胶性能,并进行了现场实验与应用。耐140℃高温的压裂液配方为:0.6%FTS-17稠化剂+0.3%FTZP-6助排剂+0.3%FTFM起泡剂+0.2%FTFP-6防膨剂+0.6%FTJL-3交联剂+0.02%FTPJ-8破胶剂,在恒温140℃、剪切速率170 s^-1条件下,连续剪切120min以上,压裂液的黏度大于120 mPa·s,这表明该压裂液体系具有良好的耐温和抗剪切性能。此外,压裂液破胶的残渣量仅为50mg/L,破胶液的黏度仅为1.6mPa·s,破胶液的表面张力为23.56mN/m,与煤油的界面张力为2.46mN/m,这表明该压裂液不仅具有良好的降滤失性,而且残渣量低,对地层的伤害小。共聚物压裂液体系已在青海、长庆等油田进行了现场试验,现场最高施工压力80MPa,压裂后返排率达75%。     

吐哈油田低渗透油藏压裂液体系适应性评价

油井压裂改造技术作为油田增产的主体技术已日趋成熟,对压裂效果影响起至关重要作用的压裂液体系研究一直是各油田关注的重点内容之一。吐哈油田针对油田储层及油藏类型开展了压裂液体系的适应性评价研究,尤其是水基压裂液应用了胶囊破胶技术、延迟胶联技术、低温破胶技术及低残渣稠化剂,满足了吐哈低渗深井油藏在不同油藏温度及压裂施工条件下对压裂液性能的要求,为保证压裂效果奠定了基础。     

抗高温清洁压裂液的性能研究

清洁压裂液不会伤害地层岩缝,符合绿色环保的要求。研究了几种清洁压裂液的配方,在实验室内用ZNN-D6旋转黏度计测定了它们在不同温度下的表观黏度。实验测出GPP+NaCl、GPP+KCl、GPP+C7H5O3Na压裂液体系均能在常压、120℃的高温下表现出较好的表观黏度,具有良好的实用价值。     

Application of Surfactants for Obtaining Hydraulic Fracturing Gel

Insoluble residues left in fractures by fracturing fluids have been the object of study by many authors, since these residues cause damage in reservoirs. The objective of this research was the development of a novel surfactant-based fracturing gel with the purpose of minimizing or eliminating the damage in the fracture. A comparison between the properties of a surfactant-based gel and a crosslinked hydroxypropylguar (HPG) fluid was made. Through rheological tests, fluid loss and setting rate, one can conclude that the obtained gel presents compatible characteristics when compared with the HPG gel.     

Application of Surfactants for Obtaining Hydraulic Fracturing Gel

Abstract

Insoluble residues left in fractures by fracturing fluids have been the object of study by many authors, since these residues cause damage in reservoirs. The objective of this research was the development of a novel surfactant-based fracturing gel with the purpose of minimizing or eliminating the damage in the fracture. A comparison between the properties of a surfactant-based gel and a crosslinked hydroxypropylguar (HPG) fluid was made. Through rheological tests, fluid loss and setting rate, one can conclude that the obtained gel presents compatible characteristics when compared with the HPG gel.