苏里格气田苏东区块的压裂液延缓交联体系应用研究

就苏里格气田苏东区块JL压裂液延缓交联体系B剂的加量、交联液的pH值、胍胶浓度及压裂基液粘度、交联比、搅拌速度、基液pH值6个因素通过现场实验研究,对其结果进行了分析,将其因素的影响机理进行了阐释．通过现场试验确定了A：B=100：（10～12）．稀释至50％制得的延缓交联液,交联比=100：（0．3～0．5）。在3r／s的地面搅拌速度条件下延缓交联时闻为90-220s,为JL延缓交联液的最佳配制条件。优化条件的压裂液延襞交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中．既不脱砂．摩阻又降到了最大限度．满足了施工泵压要求。试气后地层压力均在26．8MPa以上．产量都超过了6．2×10^4m^3／t。效果显著,达到了对气层改造的目的。     

苏里格气田苏东区块压裂液延缓交联体系应用研究

对苏里格气田苏东区块JL压裂液延缓交联体系进行了实验研究,并对B剂的加量、交联液的pH值、胍胶浓度及压裂基液粘度、交联比、搅拌速度、基液pH值等6个因素对压裂性能的影响机理进行了阐释,确定了A：B=100：（10-12）,稀释至50％制得的延缓交联液,交联比=100：（0．3—0．5）,在3r／s的地面搅拌速度条件下延缓交联时间为90s～220s为JL延缓交联液的最佳配制条件。优化条件下配制的压裂液延缓交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中,既不脱砂,摩阻又降到了最大限度,满足了施工泵压要求。试气后地层压力均在26．8MPa以上,产量都超过了6．2×10^4m^3／d,效果显著,达到了对气层改造的目的。表8参3     

耐高温型聚合物压裂液体系研制与性能评价

随着油气开采的深入,对于高温、高压、高盐度等复杂地层的开发需求日益加剧。传统的压裂液在这类地层中表现出的稳定性和性能受到限制,因此以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)和N,N-二甲基十八烷基烯丙基氯化铵(DOAC)为原料,通过自由基聚合反应制备出耐高温稠化剂(DPAM)。实验结果表明,DPAM具有良好的增稠、耐温、抗剪切、黏弹性等性能,适用于碳酸盐地层分流酸化。DPAM通过聚合物分子缔合作用和甜菜碱侧链与钙离子螯合作用形成三维网络结构实现增稠效果。DPAM溶液的储能模量G’始终高于耗能模量G";滤失系数k<1.0×10^-3m/min^1/2、滤失速率R<1.5×10⁴m/min、初始滤失量V₀<5.0×10^-2m³/m²;陶粒的沉降速率低于0.48 cm/min;当Na BO₃加量为0.1%(质量分数)时,在110 min时,压裂液的黏度降低至30 m Pa·...     

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。     

耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

为满足海上高温低渗油田压裂施工的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和长链季铵盐阳离子单体为原料,制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2,并以此为主要处理剂,研制了一套适合海上高温低渗油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系。该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能,在160℃,170 s-1的剪切速率下实验120 min后,体系黏度仍能保持在100 mPa·s以上;压裂液基液具有良好的耐盐性能,使用105000 mg/L的模拟水配制的基液黏度较高。此外,该压裂液体系还具有较好的滤失性能、悬砂性能和破胶性能,并且破胶液对储层天然岩心基质渗透率的伤害率小于10%,具有较好的低伤害特性,能够满足海上油田压裂施工的要求。现场应用结果表明,海水基压裂液配制过程简单,性能稳定,X-11井压裂施工过程顺利,压后日产油量18.3 t,取得了良好的压裂施工效果。     

中高温可控延迟合成聚合物压裂液的研制

采用自由基水溶液共聚法,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)等为功能单体合成了AM/AA/AMPS三元共聚物稠化剂(BHY9-6)。以BHY9-6为基液,加入一种中高温复合交联剂(QI-23)及其他添加剂得到了一种可控延迟的合成聚合物压裂液(简称B-Q压裂液)。研究了B-Q压裂液的交联性能、耐温耐剪切性能和破胶性能等。实验结果表明,通过控制交联剂静置时间、交联剂pH或基液pH中的一个或几个因素,可将B-Q压裂液的交联时间控制在合适的范围内(如40~120s)。B-Q压裂液中各添加剂之间的配伍性好,对压裂液的交联时间及挑挂性能基本无影响,对耐温耐剪切性能的影响较小。B-Q压裂液经破胶后,破胶液黏度均小于3mPa·s、破胶液表面张力均低于22mN/m、无残渣、对地层伤害较小、破胶性能良好。B-Q压裂液与华北油田、东北油田、胜利油田等压裂用水配伍性好,性能优良,具有广泛的应用前景。     

制备延迟交联耐高温硼压裂液的途径

讨论了耐高温的延迟交联硼交联半乳甘露聚糖植物胶压裂液的制备途径，研制了三大类共六种添加剂：ｐＨ控制剂ＭＯ，缓溶硼矿物交联剂ＢＣ－Ｏ和ＢＣ－Ｗ，有机络合硼交联剂ＢＸ－Ｔ、ＢＸ－Ｏ和ＢＸ－Ｃ，介绍了使用这些添加剂的植物胶硼冻胶压裂液的延迟交联特性和耐温性。     

油酸酰胺丙基二甲基叔胺改性羟丙基胍胶耐高温压裂液的交联流变性能

为获得耐高温压裂液增稠剂新体系,采用油酸酰胺丙基二甲基叔胺疏水改性羟丙基胍胶(HPG),获得一种新型疏水改性耐高温耐剪切稠化剂(O-HPG)。利用红外光谱FTIR、低核磁共振LF-NMR、热重TGA等分析方法表征结构。利用4-参数振荡剪切交联流变动力学方程描述交联过程。进一步研究O-HPG与HPG溶液与有机锆交联剂交联形成凝胶的耐高温性耐剪切性能。研究表明,4-参数振荡剪切交联流变动力学方程可以很好拟合交联过程并得到最佳交联条件;向质量分数0.6%O-HPG基液中加入0.25%体积比的有机锆交联剂FAC-201(锆离子含量为0.5%),在pH 10.8下交联形成高黏弹凝胶,弹性模量达到178.8 Pa,比相同条件下HPG体系的(58.3 Pa)增加了2倍;O-HPG压裂液在200℃、剪切速率100 s^-1的条件下剪切1.5 h后保留黏度大于80 mPa·s,可满足高温压裂液黏度要求(大于50 m Pa·s),获得耐温200℃的压裂液体系。改性后O-HPG耐高温耐剪切性能较HPG有显著提高且O-HPG压裂液更易破胶。图9表4参15     

适用于苏里格气田苏东区块的压裂液延缓交联体系应用研究

文章就鄂尔多斯盆地伊陕斜坡气田JL压裂液延缓交联体系B剂的加量、交联液的PH值、胍胶浓度及压裂基液黏度、交联比、搅拌速度、基液pH值6个因素通过现场实验研究,对其结果进行了分析,将其因素的影响机理进行了阐释,通过现场试验确定了A:B=100:(10～12),稀释至50(%)制得的延缓交联液交联比=100:(0.3～0.5),在3 r/s的地面搅拌速度条件下延缓交联时间为90~220 s,是JL延缓交联液的最佳配制条件.优化条件的压裂液延缓交联体系投入现场压裂施工应用后,压裂液在携砂过程中,既不脱砂,摩阻又降到了最大限度,满足了施工泵压要求.试气后地层压力均在26.8 MPa以上,产量都超过了6.2×104 m3/t,效果显著,达到了气层改造的目的.     

新型低伤害非植物胶压裂液的研制及在大庆油田的应用

针对目前植物胶压裂液对储层伤害大、成本高的问题,开展了新型低伤害非植物胶压裂液体系。通过室内实验研究,优选出了性能优良的WH928聚合物增稠剂和DX-2交联剂,研制出了残渣含量低、剪切性能好、防膨能力强的40℃~90℃新型低伤害非植物胶压裂液体系配方。该压裂液体系在大庆油田现场试验38口井,压裂增产效果良好。     

耐高温酸性清洁压裂液性能研究及适用性探讨

耐高温酸性清洁压裂液配方为：0.1%~5%乙酸、0.1%水杨酸、0.5%~1%阴离子型聚丙烯酰胺稠化剂、0.1%~0.2%季胺盐型阳离子双子表面活性剂和0.5%~3%黏土稳定剂(氯化钾、氯化铵),其余为自来水。研究了不同稠化剂加量下,酸性压裂液的流变性、稠化时间、携砂性以及破胶性等。酸性压裂液呈弱酸性,pH值为4～5。其耐温抗剪切性较好,120℃时的黏度为30~50 mPa·s,140℃时黏度稳定在20 mPa·s左右。压裂液稠化时间在60 s以内。稠化剂加量为1.0%时,压裂液成胶黏度可达140 mPa·s。其携砂能力强,稠化剂加量为0.8%的酸性压裂液单颗砂沉降速率仅0.023 mm/s,而0.8%胍胶压裂液的为0.169 mm/s。压裂液遇到一定量的油、气及地层水时会自动破胶,60~80℃的破胶时间在1 min内,加入过硫酸铵可加快破胶。该酸性压裂液适用于120℃以下的高含钙低渗透储层。     

超高温压裂液配方体系研究

川西地区部分油气储层埋藏深（7000m左右）、地层温度高（160℃以上）,要求压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能。通过优选对压裂液耐温耐剪切性能影响较大的添加剂,并完成相关评价,形成了可以满足160℃和180℃储层施工的超高温压裂液体系。该配方体系在160℃和180℃分别连续剪切120min之后,粘度仍然可以保持在100mPa·s以上,满足了超深井压裂改造的需要,填补了川西地区超高温压裂液的空白。     

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。     

新型合成聚合物超高温压裂液体系

松辽盆地深层火山岩储层埋深大于5000 m,储层温度高达180 ℃,需要开发一种能应用于超高温(180℃以上)储层的新型低伤害压裂液.在室内合成交联剂AC-12的基础上,通过优化压裂液添加剂的用量,研发了新型的合成聚合物压裂液配方.室内实验表明,合成聚合物压裂液在180℃下具有很好的耐温耐剪切性能,在180 ℃、170 s-1剪切120 min后,压裂液黏度在100 mPa·s以上.通过将剪切速率由170 s-1增加到1000 s-1、2000 s-1,再降到170 s-1,模拟压裂液在泵入过程中管路高剪切和裂缝低剪切的黏度变化情况,得到该配方高剪切下的黏度恢复能力强,进入裂缝后有足够的黏度使支撑剂全悬浮,该压裂液具有高剪切下的黏度恢复性能.同时,合成聚合物压裂液容易破胶,破胶液黏度低,残渣含量少,可以在高温深井使用.     

一种酸性疏水缔合物压裂液的应用研究

针对新疆油田乌-夏二叠系风城组及夏子街组储层与常规胍胶压裂液不配伍,压裂后出现返胶困难的问题,本文报道了一种可以在酸性条件下交联的疏水缔合物压裂液,该压裂液具有良好的延缓交联性能﹑良好的耐温、抗盐、耐剪切性能。在130℃、170 s-1下剪切75 min后的黏度还可以保持在50 mPa.s以上,交联时间达200 s。此外,该压裂液携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好,突破了缓交联聚合物型压裂液耐温耐剪切性能不能超过100℃的传统观念。该压裂液目前已在新疆油田成功运用9井次,施工成功率100%,均取得良好的应用效果。     

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。     

环江油田抗高矿化度水质压裂液体系研究

环江油田在前期的压裂施工过程中存在压裂液体系抗剪切、携砂性能差的问题,严重影响了对储层的有效压裂改造。通过室内试验分析后发现该区压裂配液用水中含有浓度高于正常值数倍的Ca2＋、Mg2＋等金属离子．其能与胍胶高分子基团作用,导致胍胶不能在水中充分溶胀或溶解,并出现分层和沉淀物。为此,研发出了抑制水质高矿化度、促进胶液溶胀、提高压裂液抗剪切能力的AH—Z螯合助溶剂与AH—W螯合稳定剂,大大减小了高矿化度金属离子对压裂液性能的影响,提高了压裂液的抗剪切、携砂性能,从而形成了有效稳定的交联冻胶,保证了压裂顺利施工．     

速溶稠化剂低温压裂液

辽河油田区块分散,许多区块的压裂井远离基地,从配液站运输压裂液到井站费时费力,能够在低温浅井现场配液是一种很好的方法.通过对速溶稠化剂基本性能、配制储存的阐述以及对速溶稠化剂低温压裂液配伍性、破胶性、滤失性的研究,认为速溶稠化剂对低温压裂液主要性能影响不大,通过对现场配液质量主要影响因素研究,提出指导现场配液施工的措施.性能试验研究及现场实践表明,速溶稠化剂低温压裂液体系能够实现在现场及时配制的要求,可满足分散区块的现场施工.     

耐高温FRK-VES清洁压裂液性能评价

针对国内外清洁压裂液耐温性能较差的问题,开发出一种新型的两性离子表面活性剂压裂液体系。该清洁压裂液体系优化配方为4.0%FRK-VES＋0.30%稀盐酸＋4.0%KCl溶液＋1.0%苯甲酸钠。室内实验对FRK-VES压裂液体系性能进行了评价：耐温耐剪切性良好,120℃的表观黏度为83 mPa.s（170 1/s）,30℃连续剪切60 min的黏度为3167 mPa.s;携砂性能良好,摩阻较小,在常温下与原油和地层水混合可迅速破胶,破胶液黏度小于5 mPa.s,并且无残渣,破胶液界面张力为0.75 mN/m,表面张力为24.8 mN/m;该体系滤失系数为1.93×10-4m/min1/2,对渗透率为1μm2和0.2μm2储层的渗透率伤害率分别为19.56%、25.36%,适合不超过120℃的高温低渗砂岩的储层改造。该清洁压裂液在胜利油田、华北分公司现场施工,效果较好。图3表5参11     

一种用于压裂液中非金属交联剂的研制

针对常规压裂液体系有机金属离子交联剂毒性较大且在碱性条件下不可避免的会对地层产生二次污染以及非金属离子交联剂形成的压裂液成胶速度慢且不抗剪切的问题,本文制备了由一种非金属离子交联体系形成的低毒性压裂液,通过对影响凝胶性能的主要因素进行分析得到了压裂液的最佳配方,并考察了压裂液的耐温抗剪切性能和破乳性能。实验结果表明:当稠化剂含量为0.075%、p H值调节剂0.015%、乙醇1%、促凝剂0.020%~0.025%、交联剂0.25%、氯化钾0~2%时,可制备出成胶时间短、耐温抗剪切性能和破胶性能优良的压裂液。该压裂液体系的成胶时间约为150 s左右,成胶后压裂液初始黏度为1529.0 m Pa·s,在100℃、170 s-1下剪切60、90、120 min后的黏度分别为259.9、197.4和166.8 m Pa·s;90℃下向压裂液中加入0.03%过硫酸钾破胶剂,3 h后完全破胶,破胶液清澈透明,黏度为1.07 m Pa·s。所研制的交联剂不含任何高价金属离子,减小了压裂液对地层的伤害。