微藻处理压裂液返排液效果评价

油气井压裂作业是油气井增产的主要措施之一,为各油田普遍采用。油气井在压裂过程中产生的压裂返排液已成为当前油气田水体污染源之一。随着国家对环境保护、节能减排的重视以及油气田开发技术的不断提升,压裂返排液重复利用将是油气田开发的必然选择。近年来,关于利用微藻处理废水的方法受到越来越多的关注,研究如何将藻类处理废水方法应用到油田生产中是十分必要的。     

页岩气压裂返排液中表面活性剂对处理剂配方的影响

页岩气开发后期常采用泡排工艺,其产生的泡排废水与压裂返排液混合后,引入的表面活性剂会大大增加水体处理难度,现有水处理工艺无法满足现场需求,为降低压裂返排液处理难度,有必要从源头重新寻找解决办法。从处理剂PAC的角度重新研究了泡排用表面活性剂的选择,以川南压裂返排液为研究对象,考察了4类表面活性剂对处理剂PAC的影响,同时测定悬浮物Zeta电位以研究影响规律,接着进行了起泡性评价,最终优选出对絮凝影响较小且起泡性良好的表面活性剂。现场应用结果表明,表面活性剂对PAC影响的顺序为阴离子型>非离子型>两性离子型≈阳离子型,十二烷基乙氧基磺基甜菜碱为最佳表面活性剂。现场泡排工艺采用后,满足泡排要求的同时可使下游压裂返排液处理剂PAC日均浓度从400~600 mg/L降低至300~400 mg/L,应用效果良好且具有进一步推广应用的价值。     

用返排液作基液的压裂液配方研究

为解决压裂返排处理水重复利用的问题,探讨了压裂返排处理水对胍胶压裂液的影响。针对胍胶压裂液在高矿化度水中溶胀和交联效果差的难题,通过优选耐盐胍胶PA-G、研制螯合调节剂PA-CR以及合成有机硼交联剂PA-CL,优化出一套适应于压裂返排处理水重复配制压裂液的配方。实验表明该配方可满足90 ℃耐温耐剪切要求,具有以下功能:①优选的耐盐胍胶PA-G溶胀速度快,黏度高,0.3%含量下5 min即可达到30 mPa·s;②研制的高效螯合调节剂,由有机碱、EDTA、有机膦酸盐和聚合物组成,可有效螯合钙、镁离子,可将含1500 mg/L钙镁离子高矿化度水的pH值调节至10以上时不发生沉淀;③研制的有机硼交联剂具有延迟交联功能。      

东北油气田压裂液返排液重复利用技术

针对压裂液返排液量大,净化处理成本高,对环境污染严重的问题,对东北油气田压裂液返排液重复利用进行了研究。设计并研发了移动式污水处理装置,通过该装置制取了清洁压裂液和瓜胶压裂液2种返排液的处理液。用Master sizer 2000激光粒度仪对处理液进行分析,结果表明,处理液中的固相颗粒去除率达到99%以上。对处理液进行了水质分析,结果表明2种处理液中仍含有大量的Ca2+、Mg2+等离子,北201井处理液中还存在难去除的硼酸根离子,这使得配制的HPG基液提前交联,形成冻胶;北201井中高浓度的Ca2+、Mg2+使得CMG稠化剂不能溶胀起黏。通过对不同添加剂的优选和用量优化,确定了利用处理液配制BCG-1非交联缔合型压裂液的最佳配方:0.5%稠化剂BCG-l+0.2%阻垢剂B-43+0.3%金属离子螯合剂BCG-5+0.1%高温稳定剂B-13+0.4%黏度增效剂B-55。性能评价表明:2种处理液配制的压裂液在120℃、170 s-1下剪切120 min液体黏度均能达到30 m Pa·s以上,耐温耐剪切性好;落球沉降速度小于0.324 mm·s-1,携砂性好;破胶彻底,破胶液黏度小于5 m Pa·s,残渣含量低于30 mg/L。     

压裂液气举返排优化设计

随着压裂施工井深不断增大,压裂液仅靠自喷的返排量已达不到设计要求,因此,需要选择下入气举阀进行气举返排的方式人工助排。为此,开展了气举返排优化设计研究,建立了平衡点深度计算模型,通过计算油管压力分布和环空压力分布,确定平衡点深度,继而进行气举排液参数优化设计。文中通过分析注气参数对平衡点深度以及排液速度的影响发现:平衡点位置主要受注气压力和井口压力影响,与二者呈线性相关性——注气压力每增加1.0 MPa,注气平衡点深度下移154 m左右,井口压力每增大0.1 MPa,注气点深度下移16 m左右;排液速度主要受注气速度影响,随井口压力的增大呈线性减小的趋势,注气压力和井口压力对排液速度的影响也不可忽略。     

苏里格气田压裂液返排液重复利用的可行性

针对目前存在的压裂液返排液重复配液难的问题,对苏里格气田不同区块及不同压裂液体系返排液组分进行了系统分析,同时分别采用单因素及正交试验对影响压裂液返排液重复配液性能的因素进行了深入研究。研究发现,压裂液在返排过程中从地层携带出的大量金属离子,尤其是一些高价金属阳离子对返排液的重复配液性能有显著影响,其中返排液中的Ca²⁺、Mg²⁺和Fe²⁺对配液性能影响最大,针对0.4%的EM50和胍胶体系,实验测得这3种离子满足返排液重复配液的上限值分别为250、150、150 mg/L和275、250及200 mg/L。另外,返排液中高含量的Cl^-及矿化度等因素也会影响返排液的重复配液性能。通过向返排液中加入一定浓度的络合剂或沉淀剂,再辅以清水稀释的方式可有效解决由于金属离子或矿化度太高导致的返排液重复配液问题。图6表2参21     

清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能。在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究。结果表明:在驱油体系质量分数为0.08%,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3m N/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95%以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g。岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26%,取得了良好的驱油效果。矿场试验结果表明,增油效果显著。     

新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系

为构建新型低伤害复合清洁压裂液体系,在合成阳离子双子表面活性剂的基础上,通过复配非离子表面活性剂以及有机盐助剂,研制出一种新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价,结果表明120 ℃、170 s-1条件下剪切90 min后体系黏度仍可维持在90 mPa·s左右,具有良好的耐温抗剪切性能;体系在较低的黏度下仍具有较高的弹性,可以满足携砂要求;体系在室温下放置90 d后黏度几乎没有变化,具有良好的稳定性;使用煤油和地层水破胶20 min后的体系黏度均小于5.0 mPa·s,说明体系破胶迅速彻底;破胶液的界面张力分别为0.416 mN/m和0.605 mN/m,有利于压裂破胶液的返排;使用煤油和地层水破胶后的破胶液对天然岩心的伤害率分别为8.71%和12.02%,具有低伤害的特点。现场应用结果分析表明,使用新型Gemini表面活性剂复合清洁压裂液体系的CZ-22井压裂后的日产油量为未压裂邻井CZ-21井的4倍多,压裂增产效果显著。     

润湿性改变对压裂液返排的影响

压裂破胶液长期滞留会对储层造成二次伤害。受储层物性和地层水影响,单纯通过添加表面活性剂的手段,难以保证持久的低界面张力,达不到高效、快速返排的目的。介绍了一种“双疏表面”润湿处理剂FCS,采用测量固液界面接触角的方法,评价“双疏表面”的润湿性;通过对致密砂岩驱替,计算渗透率损害率,评价“双疏表面”的形成对压裂液返排效率的影响。实验结果表明,经过FCS 处理的致密砂岩表面,形成了一层致密的分子膜,使岩石表面变成“双疏”表面,油、水固液接触角均大于90°。对比岩心驱替结果,经“双疏”处理后的岩心破胶液伤害率为18.3%,低于单纯添加助排剂的液相伤害率。固液界面接触角和岩心驱替结果证明,改变岩石表面的润湿性,使之成为“双疏表面”,不仅是一种促进压裂破胶液高效返排的行之有效的途径,也有助于后续驱替洗油,提高“三次采油”的采收率。      

胭脂红示踪剂在评价压裂液返排中的应用

针对川西地区SF气田近期部分水平井压后返排率和测试产量较低的问题,采用胭脂红示踪剂来评价压裂液返排情况。将胭脂红定量加入到水平井某一分段的压裂液中,通过检测返排液中胭脂红的含量来评价返排率。针对返排液中的杂质影响测量准确性的问题,建立简便可靠的比色卡法来判断返排液中的胭脂红浓度。在SF气田应用了4口水平井,定量描述了2口井的返排情况,定性判断另外2口井示踪压裂段液体并未返排。应用结果表明,胭脂红作为示踪剂能够定性/定量评价示踪段的返排情况,为水平井的压裂设计提供重要的理论依据。     

2清洁压裂液返排液驱油体系性能评价及矿场应用

为实现清洁压裂液返排液体系的重复利用,针对一类新型纳米复合清洁压裂液体系展开室内研究,评价了返排液作为驱油体系的界面活性、润湿性、乳化性能以及吸附性能.在此基础上,对驱油体系提高低渗透油藏岩心水驱后的采收率进行了研究.结果表明:在驱油体系质量分数为0.08％,温度为60℃的条件下,与脱气原油之间的界面张力即可达到10-3mN/m数量级,可以使稠油黏度降低率达到95％以上,并具有良好的乳化性能;驱油体系能够使亲水岩石表面转变为中性润湿;驱油体系中的表面活性剂在岩心中的最终滞留量为2.8 mg/g,而纳米颗粒的滞留量为8.8mg/g.岩心模拟驱油实验结果说明,驱油体系可以使饱和脱气原油低渗岩心水驱后的采收率平均提高17.26％,取得了良好的驱油效果.矿场试验结果表明,增油效果显著.     

胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标

通过对胜利油田多口压裂井返排液水质指标的分析,确定了瓜胶压裂液返排液的水质特点。在此基础上,分别考察了pH、还原性离子、硬度、矿化度、含油量和悬浮物含量对瓜胶压裂液性能的影响程度,确定了压裂液返排液回收利用需要控制的水质指标:pH值为6.5～7.5,Fe2+含量不超过5 mg/L,S2-含量不超过2 mg/L,Ca2+不超过500 mg/L,矿化度低于100 000 mg/L,悬浮物不超过300 mg/L,悬浮物和原油含量对瓜胶压裂液的基液黏度和耐温耐剪切性能无影响,说明悬浮物和原油与瓜胶和交联剂都不发生反应。因此,在压裂返排液回用过程中,可适当放宽对原油和悬浮物含量的要求。为压裂液返排液的回收利用提供了依据。      

清洁压裂液返排液再利用驱油体系研究

压裂液返排液具有液量大、处理难度大、处理费用高及环境污染等问题,为实现清洁压裂液返排液的再利用,通过对压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数、吸附性能、降低界面张力性能、改变岩石润湿性性能及提高采收率性能的室内实验评价,构建了基于清洁压裂液返排液的表面活性剂驱油体系。实验结果表明:清洁压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数为0.3%,用于目标区块脱水原油时,当其有效质量分数为0.05%~0.30%时,油水界面张力均可达到10~(-4)~10~(-3)mN/m的超低数量级;该体系改变岩石润湿性性能优良,可使油湿石英片表面向弱水湿方向转变;同时,该体系动态饱和吸附量为9.53 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的25%~33%。室内岩心模拟驱油实验反映出,在最优注入方案条件下实现采收率增值12.5%,表明该体系能够满足目标区块压裂后进一步提高采收率的要求。     

稠化水清洁压裂液返排液驱油技术

为解决稠化水清洁压裂液返排液清洁化处理难题, 借鉴表面活性剂驱的技术特点, 研究了返排液与原油间的界面张力、 乳化性能、 润湿反转性能、 吸附性能及提高采收率性能, 评价了稠化水清洁压裂液返排液作为驱油剂的可行性。在长庆油田长 8储层条件下, 质量分数 0.001%～ 0.03%的稠化水清洁压裂液破胶液与原油间的界面张力可达 10^-3～ 10^-2 mN/m, 在 60～ 90℃下质量分数 0.006%的破胶液与原油间的界面张力均可达到 10^-3 mN/m超低数量级。该破胶液的乳化性能优良, 质量分数 0.004%～ 0.008%的破胶液与原油形成的乳状液的析水率＜60%; 该破胶液具有润湿反转能力, 可将亲油及亲水的石英表面转变为弱亲水表面。注入 0.3 PV的质量分数0.006%的破胶液, 原油采收率在水驱基础上可提高10.04%。稠化水清洁压裂液返排液驱油技术实现了稠化水压裂返排液变废为宝、 绿色环保的目标, 同时为低渗油藏进一步提高采收率提供了技术支持。图10表1参15     

压裂液返排率的理论计算

压裂液返排率是评价压裂效果的一个重要参数,而返排率的求取往往是压裂施工结束后现场液体收集得到,缺乏相关理论模型进行预测。为了丰富压裂设计及评价理论体系,从压裂液返排机理出发,考虑裂缝闭合前后压裂液返排不同的返排过程,根据物质平衡原理、岩石力学和渗流力学,建立了返排率计算的数学模型,分析了地层渗透率、孔隙度、裂缝导流能力、破胶压裂液黏度对返排率的影响,计算结果表明,地层孔隙度对压裂液返排率影响较小,破胶压裂液黏度、裂缝导流能力、地层渗透率对返排率影响较大,提高破胶压裂液黏度和裂缝导流能力对于返排率的提高有重要的意义。     

表面活性剂对压裂液延迟交联的影响

实验研究了3种表面活性剂对压裂液基液中溶胶粒子zeta电位及压裂液交联反应的影响.测定zeta电位所用基液为0.5%GHPG+0.06%柠檬酸的蒸馏水体系;交联反应体系由自来水配制的0.5%GHPG+0.06%柠檬酸+0.06%NaOH基液和0.25%有机硼交联剂C-200组成,测定170 1/s剪切速率下,温度由35℃升至50℃并保持恒定条件下的黏度,以第一个黏度峰对应的时间为交联延迟时间.十二烷基苯磺酸钠使zeta电位变得更负,对交联反应有延迟作用;十六烷基三甲基氯化铵使zeta电位由负变正,对交联反应无延迟作用;一种小分子季铵盐BHJ-1使zeta电位增大,加量1.2%时达最高值,加入0.1%、0.2%、0.3%、0.4%BHJ-1分别使交联时间延迟1.5、2.0、4.0、4.5 min.讨论了交联延迟的机理.在油管下深3200 m的FX126井使用加入0.3%BHJ-1的压裂液,使压裂液摩阻由清水摩阻的40%降为27%,施工泵压由30.7 Mpa降至20.7 Mpa.     

两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液性能评价

为解决阳离子型表面活性剂压裂液的性能缺陷,采用两性离子型表面活性剂和阴离子型表面活性剂制备出了清洁压裂液,考察了其性能特征。研究结果表明,两性/阴离子表面活性剂清洁压裂液黏度随KCl加量的增大先增加后减小。随SDS加量的增大而增加。组成为2.24%甜菜碱+0.9%十二烷基硫酸钠(SDS)+6.2%KCl的两性/阴离子表面活性荆清洁压裂液在65℃、170 s~(1)下恒温剪切约40 min,压裂液黏度保持在59.5 mPa·s左右,耐温耐剪切性较好。在室温、55℃、65℃条件下,砂粒在压裂液中的沉降速率分别为0.02、0.14、0.51 mm/s,携砂性较好。煤油加量为2%时。压裂液快速破胶。破胶液黏度2.15 mPa·s,表面及界面张力分别为26.542和0.8562 mN/m,无残渣。压裂液在天然岩心的滤失系数为5.6×10~(-4)m/min~(1/2),滤失性较好。破胶液对岩心渗透率的伤害率为19.1%。比较适合于温度在65℃以内的地层。     

Bossier砂层中优化压裂液返排

适当的流体和支撑剂充填是成功压裂增产措施的关键.即使采用了有效的压裂充填,油井动态产能经常受到不完全破胶和压裂液不彻底返排的影响.目前使用一系列环保技术--与压裂液相配伍的化学示踪剂来逐段确定压裂液返排率.应用这项技术,可以单独地分段清洗压裂液,并通过压裂液的优化选择提高返排率.     

压裂液返排模型的建立及应用

压裂液返排过程中通过合理控制返排时间和流量,可使支撑剂在产层区获得较好的铺置,从而使裂缝具有较高的导流能力。目前压裂液返排工作制度的确定一般依靠现场工程师的经验,缺少可靠的理论依据。为此建立了包含考虑二维滤失的裂缝扩展模型,停泵后即刻返排、停泵后关井闭合返排的数学模型,模拟了返排期间压力、排量随时间的变化规律,建立了压裂液返排模型,得到压裂液返排控制的优化设计方法,并编制了计算程序,指导现场选择合适的返排时间和返排流量。现场实例表明,应用编制的压裂液返排计算软件得到的结果,可为压裂液返排时间和流量的确定提供依据,有助于现场返排的科学化和定量化。