抗高温低摩阻硼交联加重压裂液的制备与性能

针对高温深井致密油气藏压裂液存在的高摩阻、高施工压力和抗高温能力不足的问题,通过硼交联剂的合成和压裂液添加剂的优选,研究得到了一种密度为1.38 g/cm³的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s3的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s^(-1)下连续剪切90 min后黏度始终保持在60 mPa·s以上,95℃高温下可完全破胶,破胶液残渣含量低于行业标准,且具有优良的悬砂性能,对高压深井油气藏压裂改造具有重要意义。     

新型非交联压裂液的摩阻特性研究

对一种新型非交联压裂液的摩阻特性进行了研究。首先在实验室流动回路中测试了不同流量下非交联压裂液的摩阻,并与常规胍胶压裂液做了对比,结果表明非交联压裂液降的摩阻明显低于交联的胍胶压裂液,随排量增大非交联压裂液降阻率增加,加重后的非交联压裂液摩阻会更低。在油井中进行了一系列压裂液摩阻测试,非交联压裂液显示了十分优良的低摩阻性能,降阻率可达到72. 3%,与室内测试结果的规律性一致。一系列的实验及施工充分地证实了这种新型非交联压裂液独特的低摩阻性能,对于超深超高压井压裂施工具有重要意义。     

新型交联压裂液及工艺

本文综述了国外文献报道的适用于高温油气层压裂的两种高温交联压裂液和一种压裂施工工艺:易破胶的延迟有机复合硼交联压裂液体系;硼锆螯合交联剂交联压裂液体系以及多级分段压裂工艺,这对国内压裂液的研究有一定的借鉴作用。     

新型交联压裂液及工艺

本文综述了国外文献报道的适用于高温油气层压裂的两种高温交联压裂液和一种压裂施工工艺:易破胶的延迟有机复合硼交联压裂液体系;硼锆螯合交联剂交联压裂液体系以及多级分段压裂工艺,这对国内压裂液的研究有一定的借鉴作用。     

低温致密气藏压裂液研究及应用

针对致密砂岩气藏低温、低孔、低渗的特点,研发了适用于该类储层的低温低伤害压裂液。以低浓度的HPG作为增稠剂,减少储层伤害;加入有机硼交联剂有效地调节交联反应进程,控制交联时间在60~70 s;通过低温激活剂和破胶剂浓度优化,实现低温快速破胶。现场应用效果表明,低温压裂体系表现出携砂能力强、破胶彻底、返排率高、增产效果好等优点。     

二叠系致密油储层压裂液体系室内研究

新疆油田准东吉木萨尔县二叠系致密油储层孔隙发育程度差,连通性差,平均孔隙度9.35%、平均渗透率0.0434×10~(-3)μm~2,具有极低渗透性。常规的压裂改造工艺难以满足需求,因此借鉴国内外致密油储层改造工艺方法,在该区采用混合水压裂工艺(滑溜水+胍胶压裂液)体系。本文通过对(滑溜水+胍胶压裂液)体系化学助剂筛选及压裂液性能评价,最终确定了该体系配方,实验结果表明该体系具有耐温耐剪切性好、悬砂性强、低伤害、低摩阻、液体效率高的特性。     

DW-10低温压裂液体系的研究与应用

针对中原油田外围探区低温储层特点和压裂施工要求,研究了DW-10低温压裂液的配方组成与使用性能,并在现场进行了2井次的试验应用。通过对成胶剂用量和复合交联剂、复合破胶剂组成体系及使用浓度范围的优化,较好地解决了常规硼酸盐压裂液交联速度快、摩阻高和低温下破胶难度大等问题。使压裂液在保持了较高的携砂粘度的前提下,具有延缓交联性能好、破胶水化液黏度低、地层伤害率小以及现场压裂施工后排液速度快、增产效果明显等特点。     

CO_2泡沫压裂工艺现场应用与研究

低渗透储油层大多具有压力低、水敏性强的特点,必须压裂改造才能达到增产的目的。本文提出了满足不同施工要求的三套泡沫压裂液配方体系,包括酸性交联泡沫压裂液体系、中性泡沫压裂液体系和弱碱性交联泡沫压裂液体系。研究分析了CO_2泡沫压裂温度场系统,实验分析了压裂液相关参数对泡沫压裂设计的影响,建立了泡沫压裂设计方案和现场质量控制体系。完成了CO_2泡沫压裂设计与现场试验,与水力压裂相比,返排率提高50%左右,减少了对储油层的伤害,取得了较好的增产效果。     

大牛地气田压裂液体系性能评价及优化

大牛地气田主要采用长水平段水平井分段压裂工艺进行增产改造。压裂液泵入地层后由于交联时间过早,在管柱内产生较大摩阻,造缝不充分,同时破胶不彻底易产生残渣,对储层造成伤害。为了提高该区块压裂改造的效果,优选适合大牛地气田的压裂液体系,本文通过室内实验,对目前使用的压裂液体系进行了完整的性能评价。基于流变和破胶实验,对不同类型的压裂液体系进行了优化,结果表明:优选后的压裂液体系可适应温度范围60~95℃储层,压裂液体系具有较好的耐剪切性和携砂性。另外针对长水平段分段压裂施工,建议采用"胶囊破胶剂+过硫酸铵+低温破胶活化剂"的组合方式。优化后的压裂液体系能够满足现场要求。     

适用于页岩气开发的高效滑溜水压裂液体系研究

为满足页岩气储层体积压裂对大排量、大液量的要求,需采用滑溜水压裂液体系进行压裂施工。通过大量室内试验,优选出了性能优良的压裂液添加剂,包括减阻剂CY-1、防膨剂CRJ-2和助排剂CPJ-1,并通过浓度优选以及性能评价等试验,建立了一套适合页岩气储层开发的高效滑溜水压裂液体系,具体配方(w)为:0.1%减阻剂CY-1+1.5%防膨剂CRJ-2+0.5%助排剂CPJ-1。对优选的高效滑溜水压裂液体系进行了性能评价,结果表明:该压裂液体系属于假塑性流体,具有良好的流变性能;其降摩阻性能明显优于常规胍胶压裂液体系,具有低摩阻特点;并且压裂液体系对储层段天然岩心的渗透率伤害率仅为5%左右,具有低伤害的特性,能够满足目标区块页岩气储层压裂施工对压裂液性能的要求。     

煤层气压裂液伤害对比实验研究

我国煤层气储层条件较差,具有低渗、低孔、非均质性强的特点,均存在的问题就是一般开采方式效果不好。压裂是煤层岩增产的主要技术之一,而压裂的关键在于压裂液体系的选择,压裂液对储层的伤害将会导致达不到理想的产量。通过室内实验研究,进行煤层气压裂伤害评价实验,对压裂液体系的进行优选,选择浓度低,低摩阻的清洁压裂液,提高煤层气单井产量,改善井底渗流条件,提高煤层气渗透率以及储层渗透能力。解决宁武地区煤层气井压裂改造成功率低的问题,取得了巨大的突破,增产效果明显。     

一种深层页岩储层耐温耐盐滑溜水体系研究

深层页岩储层具有埋藏深度大,地层温度高,敏感性强等特点,在大规模、大排量为典型特点的体积压裂过程中,存在液体施工摩阻高、施工压力高,携砂性能弱、加砂难度大,液体性能差、储层伤害严重等问题,成为制约深层页岩气有效开发的重要障碍。笔者针对以上问题,开发了一种HYR11乳液型耐温耐盐滑溜水体系,具有快速溶解、配伍性好、储层伤害程度低、降阻率高等优点,现场实践取得了良好效果。     

羧甲基压裂液在苏里格气田的初步应用与认识

2011年羟丙基瓜胶价格开始上涨,由昆山公司生产的羧甲基羟丙基瓜胶压裂液体系在苏里格气田某区块现场试验两口井。苏里气田属于低渗透气藏,储层埋藏深度在3150-3510m,温度在100-115℃之间。现场应用表明羧甲基羟丙基瓜胶压裂液的携砂性能与羟丙基瓜胶压裂的携砂性能相当,但是返排效果明显优于羟丙基瓜胶压裂液体系,并且该体系具有耐高温,低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻、价格低等特点,是今后压裂液发展的方向。     

一种抗高温的有机硼交联剂的研究及应用

以丙三醇和水为溶剂,硼砂为主剂,KST-1和甘露醇为配体,氢氧化钠为催化剂,B-26为延缓助剂,制备了一种抗高温的有机硼交联剂OS-150。通过对添加剂的优选,得到了一种抗高温硼交联压裂液配方。实验表明,当交联比为100∶0.3~100∶0.4,p H为11~13,反应温度为75~80℃时,该有机硼交联剂的交联性能最佳,交联时间在3~8 min之内可控。压裂液具有良好的抗温抗剪切能力,在172℃、170 s~(-1)下连续剪切90 min,黏度能保持在370 m Pa·s左右,在172℃、511 s~(-1)剪切5 min再在170 s~(-1)下剪切85 min,黏度仍能达到260 m Pa·s以上;压裂液滤失量低,172℃下滤失系数为4.1×10~(-4)m/min1/2;破胶速度快,172℃下2 h破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s;破胶液对地层伤害小,伤害率为18.4%。现场施工表明,该压裂液在170℃储层中,日增天然气可高达30 000 m~3。     

XR-03生物酶性能评价及应用

在低渗透油藏压裂过程中,为了降低压裂作业后破胶残液的残渣含量,减小对储层造成的伤害,通过室内实验,利用DNS方对不同生物酶活力进行检测,优选出低温状态下活性较强的XR-03破胶酶体系。对该体系进行室内携砂、破胶性能和破胶残液岩心伤害性能检测。评价结果证明,该体系不影响压裂液交联效果,加量为5 mg/kg时,破胶时间可控制在90~100 min,破胶残液残渣含量低,仅为67 mg/L,滤液含糖量较高,对岩心伤害率小,适用于延长油田甘谷驿采油厂低渗透浅层油藏。     

射孔模拟参数的优化在延长气田中的应用

针对延长气田储层本身物性,低孔、低渗、低压气层较多,必须进行压裂改造作业,减小钻井过程中对地层污染,保证压裂作业施工正常,射孔作业起着相当重要的作用,本研究通过优化模拟射孔参数,降低孔眼摩阻,进一步减小压裂过程中油管压力。评价出适合延长气田的射孔方式是选用射孔枪孔密为16孔/Mm,孔眼直径需大于1.1cm,127型射孔弹进行射孔,可大大降低孔眼摩阻,降低油管压力。     

抗高温瓜尔胶压裂液复合交联剂的研制及应用

为了满足抗高温压裂液体系的应用要求,针对改性羟丙基瓜尔胶压裂液体系,在常温下用"一锅法",以氧氯化锆与硼酸为主要成分、复合多元醇为配位体合成了有机硼锆交联剂。利用单因素实验法优选了制备交联剂的最佳条件,运用红外光谱和核磁共振对所制备的交联剂结构进行了表征,并评价了该交联剂的性能。结果表明,制备有机硼锆交联剂时硼酸与氧氯化锆的最佳摩尔比为4∶1。在羟丙基胍胶溶液质量分数为0. 5%、耐温增强剂质量分数为0. 6%、基液与所制备的有机硼锆交联剂体积比为100∶0. 6的条件下,交联时间为102 s,冻胶在150℃、170 s~(-1)经连续剪切90 min后的黏度在80 m Pa·s以上,表明合成的有机硼锆交联压裂液具有良好的耐温抗剪切性和延缓交联性。对该压裂液体系进行现场试验,取得良好的压裂效果。     

鄂南浅层油气藏低伤害VES-M清洁压裂液研究

以瓜胶、合成聚合物以及粘弹性表面活性剂等为稠化剂,优选出一种适应浅层油气藏的低伤害VES-M清洁压裂液体系。综合评价了压裂液体系热稳定性、悬砂性、破胶性能以及对岩心渗透率的影响。结果表明,VES-M清洁压裂液体系在60℃,170 s-1条件下的表观黏度达50 mPa.s,悬砂性能良好,遇水或者烃类均可破胶,破胶后粘度低于5 mPa.s,无残渣,对地层伤害小且易返排。鄂南浅层油气藏的现场应用表明,该清洁压裂液具有良好的破胶性能、摩阻低、伤害小,可有效控制缝高,增产效果明显。     

一种可回用瓜尔胶压裂液体系的研究

针对渭北油田水资源短缺、压裂用水困难,结合渭北长3油藏储层的特征,研发了一种可回用压裂液体系,合成了可回用压裂液稠化剂磺酸基羟丙基瓜尔胶。采用有机硼交联,通过对返排液进行处理后再配液,实现了瓜尔胶压裂液的三级回用。三次配液综合性能良好,耐温耐剪切性优、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小,可以满足同类储层压裂施工的需要。     

液态二氧化碳压裂管流摩阻计算与分析

液态二氧化碳压裂技术中采用无水纯液态二氧化碳,液态二氧化碳压裂管流摩阻的精准预测对于压裂的顺利进行具有极为重要的意义。针对该问题,对评价液态二氧化碳压裂管流摩阻的计算公式进行了研究。引入了液态二氧化碳压裂井口施工压力公式,在液态二氧化碳压裂管流摩阻压降计算模型中建立了摩阻系数与雷诺数之间的关系式来评价其摩阻系数。在液态二氧化碳压裂管流摩阻梯度计算模型中,对比分析了其相关摩阻计算方法。基于现场实测数据,通过得出的摩阻计算公式建立了不同管径和排量条件下的液态二氧化碳管流摩阻梯度曲线。研究结果表明,尼古拉兹系数清水摩阻计算式更为精确,相同排量下,摩阻随管径的增大而减小,套管注入方式的摩阻小于油管注入方式。采用相同管径的注入条件下,摩阻随施工排量增大而增大,研究结果对压裂施工的成功实施具有一定的指导意义。