致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的 为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。方法 通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。结果 配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90℃、170 s^-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)～0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。结论 该体系具有良好的增黏性及抗...     

滑溜水–胶液一体化压裂液研究与应用

滑溜水黏度较低,不能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求,限制了非常规储层大型压裂效率的提高。为此,以丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和单体A为原料,采用反相乳液聚合法合成了一种耐高温、速溶型聚合物降阻剂SFFRE-1。通过研发与降阻剂SFFRE-1配伍性好的高效助排剂和优选黏土稳定剂,形成了滑溜水–胶液一体化压裂液。该压裂液耐温160 ℃,通过调整降阻剂SFFRE-1的加量,其黏度在1～120 mPa·s可调,在压裂施工过程中能够实现滑溜水和胶液在线混配及即时切换的要求。该压裂液在四川盆地的页岩气井和胜利油田的致密油井进行了应用,压裂过程中压裂液表现出良好的降阻和携砂性能,降阻率最高达到86%,砂比最高达到43%。研究和现场应用表明,滑溜水–胶液一体化压裂液能够满足非常规储层大型压裂施工需求。      

深层页岩气压裂用高黏高降阻一体化稠化剂的制备与性能评价

滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要方法,但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题,限制了其在3500 m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为原料,通过自由基聚合反应,室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂(HVFR),考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明,HVFR的相对分子质量为22.7×10~6。HVFR溶解速率快,1 min增黏率达到93%,有利于实现压裂液的在线连续混配。HVFR的降阻性能良好。在150 L/min流量下,作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%,作为胶液时的降阻率可达到68%。HVFR具有一剂多能特性,通过调整其浓度可实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能。在120 ℃、170 s^-1下剪切120 min后,压裂液的保留黏度约为120 mPa·s,满足压裂施工的要求。     

中高温低浓度合成聚合物压裂液性能研究

针对植物胶压裂液存在的问题,开发出中高温低浓度合成聚合物压裂液。压裂液组成为：0.35%~0.6%稠化剂SKY-C100A+0.5%~0.7%交联液+0.3%黏土稳定剂LYC-1+0.6%助排剂ZL-1+0.5%破乳剂KCB-1。SKY-C100A 为无水不溶物的阴离子型合成聚合物,通过改变交联调节剂SKY-Y100C加量,体系交联时间可在20~180 s可调。该体系形成的冻胶具有良好的耐温耐剪切性能。SKY-C100A加量为0.35%时,压裂液在80~100℃经170 s^-1（包括1000 s^-1下高速剪切2 min）剪切2 h后,黏度保持在77~220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.45%时,120℃剪切后的黏度约为220 mPa·s;SKY-C100A加量为0.5%时,140℃剪切后的黏度约为83 mPa·s。压裂液冻胶在80℃,经历2 h的静态破胶后残渣含量约为30 mg/L。压裂液在80~120℃下的滤失系数为1.13×10-4~3.62×10-4 m/min^0.5,对岩心基质的伤害率为8.3%。与植物胶压裂液相比,该体系不需要其他的pH值调节剂及杀菌剂。     

复合线性胶压裂液性能评价与现场应用*

为提升线性胶压裂液的耐温耐剪切性能,用有机硼/锆复合交联剂（FHBZ-1）与部分水解聚丙烯酰胺 （HPAM）及多羟基醇制备了LG-2复合线形胶压裂液。评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切 性能及破胶性能,并在西部页岩气井进行了现场应用。结果表明,LG-2线性胶压裂液的交联性能较好,耐温耐 剪切性能好于HPAM/有机锆单一凝胶体系。在110 ℃、170 s^-1下,LG-2线性胶压裂液恒速剪切120 min的最终黏 度为103 mPa·s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48 mPa·s;在130 ℃、170 s^-1 恒速剪切速率下,LG-2线性胶压裂液 的峰值黏度为448 mPa·s。LG-2线性胶压裂液在60 ℃及90 ℃时的破胶液黏度小,残渣量低。页岩气井现场试 验结果表明LG-2线性胶压裂液体系具有优良的造缝携砂性能。     

页岩储层新型清洁滑溜水压裂液体系

滑溜水压裂液体系以其低摩阻、低伤害等特点,在页岩气储层压裂施工过程中得到了广泛的应用,而由于其自身黏度较低导致携砂能力较差,为达到施工设计的加砂量就需要大幅增加滑溜水压裂液的用量,从而增大了压裂施工的成本。为解决滑溜水压裂液携砂能力差的问题,开发出一套新型清洁滑溜水压裂液体系,该体系主要由高效低分子量减阻剂FJZ-2和新型聚合物乳液增黏剂FZN-1组成,体系综合性能评价结果表明,无论在室温还是80℃条件下,体系均具有良好的降阻效果;在80℃、170 s~(-1)条件下剪切90 min后,体系的黏度仍在20 m Pa·s以上,具有良好的耐温抗剪切能力;在一定的应力和频率扫描范围内,体系的储能模量G'一直高于耗能模量G",说明该压裂液体系具有良好的黏弹性能;支撑剂在该压裂液体系中的沉降速度明显低于常规滑溜水压裂液,而不同砂比条件下支撑剂的沉降时间均远远高于常规滑溜水压裂液,说明该压裂液体系具有良好的携砂能力;另外,该压裂液体系的其他性能指标均能满足滑溜水压裂液的技术指标要求。矿场应用效果表明,S-1井压裂施工过程顺利,最高砂比可达25%以上,最大降阻率达到70%以上,压裂施工效果明显。     

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。     

一种含PEO基双子表面活性剂压裂液的性能评价

以丙撑基双［（十八烷基聚氧乙烯基）氯化铵］（HY）为稠化剂、水杨酸钠为反离子盐配制了清洁压裂液,研究了该压裂液的黏弹性、变形恢复性能、携砂性能、耐温抗剪切性能及破胶性能。在60℃下,该清洁压裂液的黏度随稠化剂量的增加而增加,水杨酸钠加量为1%时的黏度达到最大值,较好的HY压裂液的配方为3%HY+1%水杨酸钠。压裂液中的稠化剂HY在反离子盐的作用下自组装成良好的三维网状结构。该压裂液具有良好的变形恢复能力,高剪切速率下压裂液的黏度迅速下降但随着剪切速率减小黏度几乎又全部恢复。HY压裂液在角频率0.03～100 rad/s 时的弹性模量大于损耗模量,表现出较好的弹性特征。同时,该压裂液具有良好的耐温抗剪切性,在90℃、170 s^-1下剪切90 min 后的黏度大于50 mPa·s。HY压裂液的携砂性较好,在25℃和90℃下,携砂量30%时,石英砂在该压裂液中的沉降速率分别为0.075 和15.25 mm/min。压裂液与煤油按体积比5∶1 混合后在210 min 左右破胶,黏度降至5 mPa·s 以下,破胶液表面张力为22.92 mN/m,界面张力为0.51 mN/m,残渣含量为56 mg/L,可满足现场施工要求。图8 参8     

可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液

为了使微乳液/反相微乳液聚合物能够配制用于加砂压裂的凝胶压裂液,以丙烯酸、丙烯酰胺、强亲水单体、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、甲基丙烯酸甲酯、乙烯基磺酸钠等为主要聚合单体,以复合脂肪醇聚氧乙烯醚和环己烷为连续相,反应制备了反相微乳液聚合物——速溶乳液稠化剂BCG-2,其可采用清水和高矿化度盐水配液,配套研发了延缓型弱交联剂,优选了功能助剂,形成了滑溜水压裂液和弱凝胶压裂液配方。利用连续油管测试,该滑溜水压裂液在600 L/min排量下降阻率可达70.9%,并随排量的增大而增大;弱凝胶压裂液受高剪切速率的影响小,并且在150℃、170 s-1下剪切120 min后黏度保持在80 mPa·s以上;压裂液彻底破胶后呈半透明,无沉淀,表面张力为23.87 mN/m,并且几乎无残渣（3 mg/L以下）;破胶液与延长油田某井原油在4 h内破乳率可达100%。在延长油田某井利用地层返排液在线配制120℃的弱凝胶压裂液并进行了实验性压裂施工,解决了现场压裂存在的诸多难题,对促进压裂改造向简单、高效、重复利用等方向发展具有重大意义。      

一种速溶无残渣纤维素压裂液

早期纤维素压裂液存在配液难、耐温差、破胶不彻底、对地层伤害大等问题。本文介绍的速溶无残渣纤维素压裂液基液由0.4%羟乙基羧甲基纤维素FAG-500、0.2%增黏剂FAZ-1、0.5%调节剂FAJ-305组成。分析了该压裂液的抗盐性、耐温耐剪切性、携砂性、破胶性、动态滤失及伤害性。结果表明,在中等矿化度（242~2444 mg/L）条件下,基液黏度约为67.5 mPa·s,在pH 4.5~5.0下,在基液中加入交联剂FAC-201形成冻胶。在120℃、170 s^-1条件下,压裂液冻胶剪切70 min后的黏度约为150 mPa·s,可满足低于130℃储层压裂需求。加入0.002%破胶剂过硫酸铵后,冻胶在100℃、170 s^-1条件下剪切1.5 h后的黏度约为200 mPa·s,破胶剂不影响施工时体系的流变性能。破胶后无残渣,破胶液表面张力为24.44 mN/m,界面张力3.20 mN/m。在90℃下,0.3% FAG-500压裂液冻胶的储能模量G′和耗能模量G″分别为7.2 Pa和1.6 Pa。砂比为40%的交联冻胶携砂液在90℃水浴加热6 h后,无沉砂现象,携砂性能良好。压裂液对岩心的渗透率损害率为24.75%。该纤维素压裂液具有速溶易配制、酸性交联、无需防膨剂等特点。在长庆油田两口致密油井和两口致密气井进行了现场应用,施工成功率大于95%,施工有效率100%。     

适用于致密气藏的可变黏压裂液体系性能评价及现场应用

目的 针对川渝地区致密气藏储层改造,主要采用体积压裂造长缝。高强度加砂对压裂液携砂与降阻性能提出更高的要求,需要研发一种疏水缔合聚合物作为降阻剂。方法 利用疏水缔合聚合物疏水基分子内缔合达到优异的增黏效果。同时,该降阻剂与金属交联剂可形成稳定的交联体系,进一步提高压裂液黏度,从而形成适合于致密气藏开发用变黏压裂液体系。结果 该压裂液体系在秋林、金华、中台等地区致密气储层使用12井次。加砂强度5～6 t/m,最高砂浓度480 kg/m³,变黏压裂液黏度3～30 mPa·s,降阻率>70%,满足施工设计要求。结论 该压裂液体系在可在2～100 mPa·s黏度范围内实时调整,在低-中黏度范围内降阻率均大于70%;在交联情况下,降阻率为55%～60%,岩心伤害率小于15%,悬砂性能良好,现场使用方便。     

耐高温低伤害VES-HT01压裂液的性能

用具有超分子结构的阴离子型表面活性剂VES-HT01与6% KCl复配,得到新型耐高温低伤害的阴离子VES压裂液。压裂液性能评价结果表明,在100 s^-1剪切速率下,随温度升高,压裂液黏度先增加后降低,在100℃左右达到最高值180 mPa·s,150oC时的黏度为55 mPa·s。在140℃、170 s^-1下剪切60 min,黏度基本保持不变。黏弹性较好。25℃、100℃下陶粒在压裂液中的沉降速率分别为5、33 mm/min,悬砂性较好。在50℃、100℃下分别加入2%、1%柴油静置120 min后,压裂液黏度为3 mPa·s,无残渣,破胶液表面张力为23.5 mN/m。抗菌性良好。成本与常规瓜尔胶压裂液相当。     

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。      

抗高温高密度低伤害压裂液体系

深井高温高压地层进行压裂作业时对压裂液提出了更高的要求,为此,通过抗高温稠化剂、抗高温剪切交联剂的合成以及其他主要处理剂的优选,研制出了一种新型抗高温高密度低伤害压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价。结果表明:该压裂液体系具有良好的耐高温剪切性能,在180℃,170 s~(-1)条件下剪切140 min后黏度仍可维持在140m Pa·s左右;该体系在加入0.02%破胶剂后,黏度降低至1.3 m Pa·s,说明破胶彻底,有利于压裂后的返排;压裂液体系对储层岩心的伤害率低,具有低伤害特性。现场应用结果显示,压裂后油井产量提高明显,进一步证明了该压裂液体系能够满足深井地层压裂的要求。     

国内变黏滑溜水研究进展及在川渝非常规气藏的应用

综述了国内变黏滑溜水技术的最新进展,举例分析了变黏滑溜水在川渝非常规气藏的应用情况,提出了变黏滑溜水的发展方向。变黏滑溜水通过调节降阻剂含量和/或引入交联剂的方式实现低、中、高黏液体实时切换;关键的降阻剂研究主要是含AMPS或SSS等耐盐基团的聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物的合成与性能评价等,满足压裂返排液配液和变黏的需要;变黏滑溜水性能研究主要是黏度对携砂性能、裂缝形态、降阻性能等的影响规律,但究竟何种黏度适合何种储层还未有定论;变黏滑溜水在川渝非常规气藏应用获得成功,在致密气应用的整体黏度较页岩气高,在深层页岩气的携砂能力还需进一步增强;疏水缔合聚合物类降阻剂、固体型降阻剂是变黏滑溜水的发展方向,有望解决高黏液体摩阻高、乳液降阻剂潜在环保风险等问题,对变黏滑溜水的研究和应用有一定的指导意义。      

羧甲基羟丙基黄原胶及其流变特性

为拓宽黄原胶的应用范围,采用环氧丙烷和氯乙酸钠在醇溶剂中与黄原胶（XG）反应制得淡黄色的羧甲基羟丙基黄原胶（CMHPXG）。对羧甲基羟丙基黄原胶的流变特性（剪切变稀性、黏弹性、触变性）以及其作为压裂液的基本性能（携砂性、耐温耐剪切性）进行了研究。结果表明,0.5% CMHPXG溶液的表观黏度比0.5% XG溶液增大了3.35倍,且CMHPXG溶液的弹性模量、黏性模量和触变环面积均比XG溶液有显著的提高。陶粒在CMHPXG溶液的沉降速度远小于在XG溶液的沉降速度,携砂性能得到提高。0.4% XG溶液在30℃的表观黏度为43.1 mPa·s,而0.4% CMHPXG溶液在120℃、170 s-1下剪切90 min后的保留黏度仍有64 mPa·s,CMHPXG溶液的耐温耐剪切性能相对XG有较大程度的提高。XG和CMHPXG溶液的流动曲线可用Cross本构方程进行表征,且模拟值与实验值吻合良好。相较于黄原胶,羧甲基羟丙基黄原胶的基本性能得到了较大幅度的提高。      

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa · s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。      

快速水合瓜胶压裂液的研究与应用

为满足水平井体积压裂技术中连续混配作业要求,并缓解常规羟丙基瓜胶原料供给压力,开展快速水合瓜胶压裂液体系的研究。探索对瓜胶原粉进行细度分级和表面处理,使其能够快速分散水合,替代常规羟丙基瓜胶,为水平井体积压裂的压裂液体系提供一种新的路径。本文优选配套杀菌剂,压裂液基液72 h稳定性提高70%;制备配套交联剂,有效降低稠化剂浓度,解决基液黏度高、冻胶交联速度快、残渣含量高等问题,改善混砂状态、施工摩阻和储层伤害。研究结果表明,快速水合瓜胶压裂液的3 min溶胀率大于90%,72 h基液黏度保持率在85%以上,交联时间30～180 s,在120℃、170 s-1剪切1 h后的黏度达200 mPa · s,破胶后残渣含量小于400 mg · L-1,可适用于30～120℃储层的压裂作业。已在新疆油田开展5口水平井连续混配现场试验,施工及生产效果良好。