海水基胍胶压裂液优选及现场应用

针对高矿化度的海水配制压裂液,优选了一套耐温90℃的海水基胍胶压裂液体系。通过对体系的性能评价,得到了配方:0.45%稠化剂SG-1+0.6%多效添加剂DT-1+0.4%助排剂YL-1+0.6%交联剂SJL。结果表明,该体系具有较好的耐温耐剪切性能,在90℃、170 s-1条件下剪切120 min,最终黏度为70.5 mPa·s。通过在渤海X油田的实际应用,该体系表现出较好的效果。     

低温压裂液在煤层气井的应用

针对山西煤层气井储层低温、低孔、低渗地质特征,室内优选了低残渣稠化剂、交联剂、助排剂、破胶剂、破胶激活剂等添加剂,形成了低伤害、低温易破胶的压裂液体系,并对其进行了性能评价,发现具有优良的耐温耐剪切性能、破胶彻底、低滤失、低残渣特点。通过现场十多井次的应用证明,该压裂液体系具有携砂效果好、破胶彻底特点,取得良好的施工效果。     

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)。     

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%。     

中低温清洁压裂液BVES-80的性能评价

开发了一种新型甜菜碱表面活性剂压裂液BVES-80。该压裂液优化配方为2.5% 甜菜碱表面活性剂DBA2-12+4.0% KCl+0.5%水杨酸钠+1.0%异丙醇+自来水。对BVES-80 压裂液性能的评价结果表明,NaCl、CaCl₂、MgCl₂加量为3%时,压裂液的黏度分别为337、370、394 mPa·s,耐盐性较好。压裂液静置7 d后的黏度为321 mPa·s,变化较小,稳定性较好。在170 s^-1下连续剪切1 h后的黏度分别大于50（60℃）和30（80℃）mPa·s,在中低温下的耐温抗剪切能力良好。在30℃、0.01~10 Hz条件下,压裂液储能模量G′始终大于耗能模量G″,且G′大于10 Pa,G″大于0.3 Pa,黏弹性较好。60℃下,陶粒在BVES-80清洁压裂液中的沉降速度为0.14 mm/s,远小于0.5%胍胶压裂液的值（1.50 mm/s）,携砂性能较好。在30℃下与煤油混合可在12 h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量23.46~54.37 mg/L,破胶液表面张力26.3~27.5 mN/m,破胶液与煤油的界面张力0.55~0.62 mN/m。该体系在80℃下的滤失系数为4.75×10-4 m/min^0.5,对岩心的渗透率伤害率仅为7.4%,适合不超过80℃的中低温低渗地层的储层改造。     

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.     

一种低浓度压裂液有机硼交联剂的合成与性能评价

针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题,以十水四硼酸钠为主原料,在NaOH的催化剂作用下,与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应,合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6,通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征,研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为:(0.3%～0.35%)HPG+0.2%杀菌剂FHS-18+0.2%助排剂F220+0.3%黏土稳定剂DS-208+0.1%交联促进剂+(0.02%～0.04%)p H调节剂,交联比为100∶(0.2～0.3),体系适用温度为60数150℃。通过调节体系的pH值,有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切90 min,压裂液的黏度保持在150 m Pa·s左右,具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10~(-4)m/min~(1/2),滤失量28 mL,能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力1 mN/m,破胶液黏度较低,对地层伤害率低,且具有低摩阻的特点,可达到易排液的使用要求。图9表3参17     

低温煤层气清洁压裂液研制及性能评价

针对低温煤层气储层压裂改造难点,研制出一种低温煤层气清洁压裂液配方:0.4%VES+0.15%SSN+1.0%防膨剂+0.06%增效剂+0.08%防残渣剂,并针对该体系研制出了一种低温隐形破胶剂(20~35℃),对该清洁压裂液的携砂性、流变稳定性以及破胶性能等重要参数进行了评价。结果表明,该清洁压裂液抗剪切稀释性能强;20℃时,陶粒在该清洁压裂液中的沉降速度为0.528 cm/min;岩心伤害率为17.1%;裂缝导流能力强;低摩阻;对煤粉分散运移具有一定抑制性;加入0.45%自制低温隐形破胶剂,在3~4 h完全破胶,破胶后溶液的表面张力为23.5 mN/m,破胶液黏度为3.85 mPa·s,破胶后残渣含量为6.5 mg/L,破胶液岩心伤害率为13.5%,破胶液与地层水配伍性良好。     

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。     

新型低伤害压裂液体系的室内研究

水力压裂技术被广泛用于提高低渗透储层的产能,但由于压裂液不溶物的滞留,破胶残渣等因素,降低其增产的效果。从降低不溶物的含量、优化破胶效果、提高返排效率3个方面进行增稠剂、交联剂、添加剂的优选实验,利用配方设计实验进行配比优化,优配出一种新型低伤害压裂液体系配方:0.40%改性小分子植物胶+0.3%防膨剂+0.5%发泡剂+0.5%助排剂+清水;交联剂:有机硼交联剂;交联比:100∶0.7。结果表明,新型低伤害压裂液具有流变性能好、悬砂能力强、易返排、岩心伤害低等特点。     

高温压裂液体系研发及在海上气田的应用

国内常规压裂液体系仅适用于150℃以下地层,而海上气田高温深井的地层温度高达160℃。文中通过室内实验优选了温度稳定剂、高温延迟交联剂和破胶剂的加量,研制出耐温160℃的高温压裂液体系,延迟交联时间可控制在2}5min,破胶时间少于3h。该体系在海上气田BY2井158℃储层压裂施工中得到成功应用,压后45h内压裂液返排率85.5%,日产气9.6x1 04 m3,达到了改造储层和增产的目的。该技术对海上高温储层压裂具有一定的指导意义     

鄂尔多斯盆地临兴神府区块致密砂岩气低温压裂液优化与应用

针对鄂尔多斯临兴神府区块低温储层开展压裂液优化研究,通过大量岩心实验和测井数据认识区块储层特性,开展破胶剂体系优化实验,利用低温催化剂实现低温下快速破胶,从而实现快速返排,减少压裂液与地层的接触时间。同时,利用30~80 ℃高活性生物酶破胶剂,高效降低破胶液残渣含量,实现残胶的彻底清理,从而保证裂缝的导流能力。各种破胶剂加量的设计考虑压裂液注入对地层温度的影响,进行阶梯化设计,实现较短时间破胶。针对储层物性特征对稠化剂、黏土稳定剂和助排剂等进行优化,得到一套经济有效的压裂液体系。该体系在本区块30多口生产井约100层应用,统计现场测试基液黏度为18~27 mPa · s,交联时间35~55 s。压裂施工结束关井1 h后,开井放喷,返排液黏度均低于5 mPa · s,已完全破胶。初期产量和累计产量均明显好于采用压裂液体系未经过针对性设计的单一氧化性破胶剂,且多口井实现高产,证明优化后的压裂液体系在该区块具有非常好的适用性。     

川西高温压裂液室内研究

针对川西压裂液体系耐温性能差、日益不适应深层储层改造要求的难题,从压裂液耐温性能影响因素分析出发,合成了耐温高、交联时间可调的有机硼锆复合交联剂WD-51D,并通过引入温度稳定剂YA-10研制成耐温能力达140 ℃的高温压裂液体系。实验表明该压裂液体系耐温耐剪切能力强（140 ℃、170 s-1连续剪切120 min黏度保持在100 mPa?s以上）,降滤失性能好（滤失系数7.49×10-4 m/min0.5）,对地层伤害率低（27.99%）,满足川西深层储层改造的要求,并在大邑2井取得了成功应用。     

延长气田微弱伤害胍胶压裂液体系的研究应用

本文针对延长气田(深井)开发的微弱伤害胍胶压裂液体系为:0.35%胍胶+0.50%黏土稳定剂+0.50%起泡助排剂+0.15%温度稳定剂+0.14%Na2CO3+0.10%杀菌剂+0.015%压裂专用螯合剂,压裂液体系交联剂为专利产品,施工过程中采用了专利产品高分子断裂催化剂取代了尾追的过硫酸铵。该压裂液体系具有良好的性能,在130℃时体系经过120 min剪切黏度仍可维持在100 mPa·s左右,在90℃的条件下测定压裂砂沉降速度为0.008 37 cm/s,沉降速度大幅度降低。与目前现场使用的胍胶压裂液体系相比,胍胶用量降低率大于30%,岩心伤害率下降率为59.87%。经过现场应用表明当地层温度达到133℃时仍可按设计顺利加砂,平均砂比可达到21.5%,对生产数据进行统计发现返排效果、产气效果与邻井相比提升明显,产气提升量最低达到了0.196 2×10^4m^3/d,提升率最低达到了35.09%,该压裂液体系不仅具有良好的性能优势,且可实现降本增效的作用,具有良好的应用价值。     

低渗气藏低伤害压裂液技术研究与应用

根据中原油田文23和户部寨气田储层低渗、低压、中高温等特点,研究了适应该储层的低伤害HB-99有机硼交联压裂液和预前置液。通过对HB-99有机硼压裂液的延缓交联、自动破胶、热剪切稳定性、剪切后黏度恢复、表面活性、滤失、残渣含量以及对岩心伤害等性能评价,证明该压裂液延缓交联能力强,剪切后黏度恢复率高,滤失低,破胶水化彻底,残渣含量低,表面活性高,能防止黏土膨胀,对地层损害小。现场10井次试验表明,应用低伤害HB-99有机硼交联压裂液,施工成功率为100%,平均日增天然气28.3×104m3,增产效果显著。     

低碳烃无水压裂液体系构建及性能评价

非常规油气储层采用水基压裂液压裂施工过程中,易对储层造成二次伤害,并且浪费大量的水资源。因此,室内以正己烷为基液,通过优选合适的交联剂和胶凝剂,研制了一种低碳烃无水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明：低碳烃无水压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能和携砂性能,能够满足现场加砂压裂施工的需求。体系的破胶性能良好,加入2. 4%的破胶剂醋酸钠破胶2. 5 h后体系黏度可以降低至10 mPa·s 以下。此外,压裂液体系破胶后对储层岩心的渗透率伤害率小于10%,具有低伤害的特点。低碳烃无水压裂液体系现场应用效果较好,SS-Y2井压裂后日产油量显著提高,达到了压裂增产的目的。研制的低碳烃无水压裂液体系在非常规油气储层压裂施工领域具有较为广阔的应用前景。     

浅层低温油藏清洁型压裂液的研究与应用

根据河南油田南部陡坡带低温、低渗油藏对压裂液的基本要求,通过室内实验筛选了IBF阴离子黏弹性表面活性剂作为清洁压裂液主剂。阴离子表面活性剂的使用,将使阳离子表面活性剂体系对砂岩地层的孔隙吼道尺寸的减小及岩石的表面润湿反转得到彻底解决,实现了真正的无伤害性能。同时该压裂液具有低黏高弹、低摩阻、携砂能力强、不用加破胶剂和良好的表面活性。在现场应用中配套实施了变浓度一次交联压裂液施工技术,节约了施工成本。该技术现场实施16井次,成功率100%,有效率100%,累计增油9373 t,取得了良好的增产效果,为该区块的开发提供了有力的技术支撑。     

新型自生热类泡沫压裂液体系

川西中浅层气藏在压裂开发中由于地层压力较低,导致工作液滤失量较大、返排率较低,因此对已有的自生热类泡沫压裂液进行了改进.通过合成有针对性的酸性交联剂,将体系的抗温性从低于50℃提高至65℃,稠化剂浓度由0.5％～0.55％大幅降至0.3％,膨胀倍数从低于10倍提高至14倍,同时该体具有良好的降滤失性能和助排性能,且在稠化剂用量较低的情况下,仍具有优异的耐剪切性能.     

高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用

针对华北油田家29断块与岔71断块高压油气层压裂改造难度大的问题,室内优选出溴化钠与硝酸钠复配加重剂,研发了高密度压裂液体系。研究结果表明,该压裂液体系的密度1.20~1.55 g/cm3可调,160 ℃、170 s?1条件下剪切90 min后黏度大于100 mPa·s。在华北油田进行了4口井的现场应用,与普通压裂液相比,施工排量提高了1.0~1.5 m3/min,砂比提高了5~16个百分点,井口压力降低了7~15 MPa,压裂效果较同区块邻井显著提高。     

过硫酸铵与生物酶压裂破胶技术对比研究

压裂是低渗或特低渗油气井增产、注水井增注的一项重要举措,压裂液破胶不及时、不彻底乃至在裂缝中形成滤饼,降低了油层裂缝的导流能力,因此压裂液的破胶效果直接影响压裂液的返排和增产,本文主要结合延长油田子长采油厂低渗或特低渗油层的情况,针对生物酶与过硫酸铵破胶各自机理,半乳甘露聚糖生物酶与压裂液添加剂的配伍性,两者与油层水质配伍性及胍胶残留物对地层的伤害情况和现场实际应用后的效果进行综合对比,寻求最佳的破胶剂为油田压裂破胶剂找到合理的解决方案。