高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系研究

基于某油田配液污水,开展了高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系研究,用于解决黏土含量高、强水敏、弱胶结、易松散储层与压裂液体系接触后水化膨胀甚至岩石骨架垮塌堵塞压裂裂缝及基质孔隙、喉道等问题。实验结果表明,以KY-2为抗盐减阻剂、FP-3为有机胺复合防膨剂、ZP-2为助排剂,采用矿化度为15 548.96 mg/L的配液污水配制0.05%KY-2+0.4%FP-3+0.1%ZP-2高效防膨抗盐滑溜水压裂液体系,其防膨率(96.2%)可与4%KCl相当,防膨效果好;清水冲洗10次后,防膨率仍有89.87%,长效防膨效果好;同时,在该配液污水条件下,减阻率达78.45%,降阻效果好。通过现场试验效果验证,该体系改善了强水敏储层KCl用量大,成本高,无法使用免混配工艺以及由于高矿化度导致减阻率下降的问题。     

低表面张力滑溜水在低压致密气藏中的应用

低压致密气藏储层渗透率低、孔隙度小、压力系数低,普遍存在因压裂液入侵造成的水敏伤害问题。为了降低压裂液对低压致密气藏储层伤害,提高压裂液返排率,筛选一种配方为0.15%减阻剂XY-205+0.1%助排剂XY-120+0.2%防膨剂XY-63的具有低表面张力的滑溜水体系,并考察了该滑溜水的减阻率、防膨率以及对岩心伤害性能,并进行了现场应用。该滑溜水体系的表面张力为20.12 mN/m、与煤油间的界面张力为1.52 mN/m,最大减阻率达到70.58%,对王府区块HG-01井岩心的防膨率达到90%,滑溜水对岩心伤害可降至14.46%。滑溜水在低压致密气藏现场应用3口井,压裂施工顺利,压后见气速度快,排液4 h见气,返排率61%,取得较好的改造效果。     

低用量耐盐滑溜水体系研究

为实现成本控制并有效节约水资源,对滑溜水体系的各项性能提出了更高的要求。以减阻剂CT2-7为主剂构筑的滑溜水体系在减阻剂加量为0.025%时,降阻率为71.43%。在Na^(+)浓度为6×10^(4)mg/L,Ca^(2+)浓度为7.5×10^(2)mg/L时,降阻率大于70%,耐盐性能良好,能够利用返排液进行配液,实现返排液回用。在120℃下剪切5400s,体系黏度上升,表现出剪切增稠,证明该滑溜水体系具有良好的耐温耐剪切性能。所构筑的滑溜水体系能够显示低用量耐盐减阻,具有良好的应用前景。     

缔合型复合压裂液的研制与应用

为简化滑溜水配制工艺、降低现场压裂施工成本,以丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基二甲基十八烷基溴化铵(DH-1)缔合单体为原料、2,2'-偶氮二异丁脒盐酸盐(V50)为引发剂,合成了既可作为滑溜水降阻剂、又可作为胶液稠化剂的抗盐型缔合稠化剂GAF-KYTP;在返排液配液的条件下,优选了GAF-KYTP、有机锆交联剂GAF-5、氟碳类助排剂GAF-6的加量,制得一套添加剂种类一致、加量不同的多功能复合压裂液(滑溜水+胶液)体系,评价了压裂液的降阻性、耐温抗剪切性和对岩心的伤害,并在威远区块进行了现场应用。结果表明,GAF-KYTP在返排液中具有较好的抗盐性和增黏性;配方为0.06%GAF-KYTP+0.1%GAF-6滑溜水溶解速度快,室内降阻率为79%,现场降阻率为78.3%,降阻效果较好;配方为0.4%GAF-KYTP+0.2%GAF-6+0.3%GAF-5的胶液耐温抗剪切性较好,在90℃、170 s~(-1)下剪切1 h后的黏度为82.6 mPa·s;GAF-KYTP配制的滑溜水和胶液对岩心基质渗透率伤害率小于10%。该体系改善了目前国内页岩气开采过程中滑溜水、胶液体系添加剂不同而导致的现场滑溜水、胶液同时配制时工艺复杂的问题,以及胶液稠化剂抗盐性差,无法采用返排液配制的问题。图8表4参16     

耐盐速溶滑溜水体系研究与应用

针对页岩气压裂施工对滑溜水的性能要求及长宁区块页岩气储层特征,室内通过对降阻剂、黏土稳定剂、助排剂的优选评价,形成了配方为0.07%乳液减阻剂+0.1%助排剂+0.3%黏土稳定剂的滑溜水体系,并对该体系进行了性能评价。研究结果表明:用总矿化度为35 484.7 mg/L的返排液配制的滑溜水,其表面张力为23.1 m N/m,降阻率为73.6%,且配伍性能良好。经9口页岩气井的现场应用证明,该滑溜水体系具有速溶、低伤害、低摩阻、低加量、耐盐等优势。     

非常规油藏多功能滑溜水体系研究与应用

非常规油藏压裂使用的常规滑溜水存在溶解缓慢、携砂性能差、抗盐能力弱及对温度敏感等问题。针对以上问题,笔者自主研发由0.1%~0.6%可变黏减阻剂与0.2%纳米乳液组成的多功能滑溜水体系,该滑溜水体系溶解速度快,90 s基本溶解完成;0.1%的减阻剂滑溜水减阻率可达74.84%;使用中不需要添加交联剂可实现变黏携砂;对一价离子与二价离子均有很高耐受性,可使用返排液配液;在-30~40℃环境中放置后,减阻剂乳液仍可正常使用。滑溜水进入地层破胶后,对页岩、砂岩储层岩心的渗吸驱油率为71.25%~74.16%。经现场应用,压裂成功率100%,施工中砂密度最高为540~550 kg/m^(3),减阻率超过77%,压后两井日产油9.8~14.4 m^(3),证明多功能滑溜水体系具有驱油增效的特点。     

滑溜水用速溶型减阻剂研究与应用

滑溜水压裂在非常规油气田开发中得到广泛应用,其原因是滑溜水可以有效降低管内摩阻,从而减少施工压力,且对地层伤害小。针对连续混配的施工工艺,研制出一种可应用于滑溜水体系的速溶型减阻剂,该体系溶解速度快、减阻效率高,且与滑溜水中的防膨剂、助排剂等助剂配伍性良好,可满足常规配液方式及连续混配工艺。现场试验结果表明,利用新型速溶减阻剂配制的滑溜水溶液减阻率可达65%以上,且2min内完全溶解于滑溜水体系中,可应用于压裂及酸化施工中。     

耐盐型悬浮分散聚合物体系的制备及在盐水基变黏滑溜水体系中的应用

通过水溶液聚合体系研制出含双尾疏水单体的两性离子型聚合物分子P-DHZ,黏均分子量达到1000万以上,其具有极佳的耐盐型、减阻性与成胶性,可作为页岩气水力压裂液减阻剂或稠化剂利用高矿化返排液直接配液,耐盐能力可达6×104 mg/L。为满足页岩气压裂现场连续混配的工艺需求,将研制出的P-DHZ制成粉剂,分散于烃类连续相中形成稳定的悬浮体系,并优选出最佳的粉剂粒径、分散剂、转向剂及烃类连续相,制备出可用于现场连续混配的悬浮体系,粉剂比例占体系的45%,在高矿化度返排液中的溶解时间低于30 s,其最高减阻率达到75%以上,并可通过调整浓度实现实时变黏,迅速由滑溜水体系转变为胶液体系。      

耐盐减阻剂的制备及性能评价

研发了一种高耐盐性的减阻剂,用高矿化度产出水直接配制滑溜水再次使用,降低环境污染和处理费用。以丙烯酰胺与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸为单体,采用分散聚合的方法制备一种耐盐减阻剂,考察合成条件对悬浮乳液减阻剂的稳定性影响,并测试该减阻剂的耐盐性能。结果表明,当pH值在7.5左右,硫酸铵加量为36%,稳定剂用量为0.75%时,能得到稳定的减阻剂,其重均分子质量达到1.61×10~7 g/mol。在清水中,0.2%的该减阻剂具有良好的溶解性,102s就能完全伸展并水化。在40L/min的体积流速时能达到80%的减阻率,并且在100g/L的K~+、Ca~(2+)、Fe~(3+)溶液中分别都保持60%以上的减阻率。另外,在高矿化度水中直接配制滑溜水时,该减阻剂在107s就完全溶胀,表观黏度达到2.15mPa·s,仍然具有很好的减阻性能。采用分散聚合方法制备的耐盐减阻剂成功在高矿化度水配制出滑溜水,对产出水的重复利用有很大的促进作用。     

一种功能型滑溜水体系开发及应用

为实现1套压裂工作液体系兼具滑溜水与携砂液双重功能及回用高硬度返排液的目的,开发出1套功能型滑溜水体系。该体系由液态功能型降阻剂及调节剂构成,低浓度的功能型降阻剂水溶液可作为滑溜水使用,15 s内即可快速增稠,滑溜水降阻率高达74%;加入调节剂后体系黏度迅速增加,实现高砂比携砂,返排液回用时不受硬度影响,返排液回配携砂比可达24%。在陇东气开深井现场试验1口井,施工全程回用26 118 mg/L的高矿化度返排液配滑溜水及携砂液,入地总液量654 m3,施工成功。