超低浓度瓜尔胶压裂液体系在苏6井区的应用

针对压裂液稠化剂瓜尔胶主要原料胍胶片价格直线飙升,导致胍胶压裂液成本压力快速上升,研制开发了一种适用于长庆气田储层的超低浓度压裂液。将稠化剂浓度由0.50%~0.55%降低到0.31%,与交联剂JL-9交联后耐温108℃,90℃、170s-1剪切60min后,压裂液的粘度大于141mPa·s,破胶残渣为282.2mg/L。超低浓度压裂液既降低储层改造成本,具有较好的经济效益,同时又降低了压裂液对储层的伤害。2011年在长庆气田苏6井区采用超低浓度瓜尔胶压裂液体系施工了13口直井,施工压力平稳,均顺利完成施工。13口试验井平均无阻流量为6.35×104 m3/d,采用常规瓜尔胶压裂液施工的16口对比井平均无阻流量为4.43×104 m3/d,增产效果较好。     

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。     

耐高温复合盐加重压裂液体系性能研究

从加重性能和价格因素方面考虑,优选了比例为1∶3的甲酸钠和氯化钠复合盐作为加重剂,合成了一种耐高温改性羟丙基胍胶NHPG,并使用有机硼交联剂制备了一种复合盐加重压裂液体系,根据SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》中的要求评价了该体系的性能。复合盐加重压裂液体系密度为1.35 g/cm³,在160℃、170 s^-1下剪切120 min的剩余黏度高于50 mPa·s,现场应用测试表明,该体系可降低井口压力9～11 MPa,为超深高温高压油气储层的开发提供了技术支持。     

耐高温NaBr加重压裂液的研究

针对目前压裂井施工层位深,井底温度高、破裂压力大的问题,耐高温加重压裂液的研究与应用逐渐深入。采用Na Br加重剂,并对压裂液添加剂进行筛选实验,研究出了密度为1.45 g/cm3、耐温达到170℃的加重压裂液配方,成功解决了Na Br加重压裂液在加入工业p H调节剂存在弱交联的问题。通过性能评价表明该加重压裂液悬砂性能优异,破胶液粘度低,表面张力和界面张力较低,对储层伤害小。     

HRS复合解堵剂提高葡萄花储层压裂改造效果

压裂是低渗透特低渗透油田主要的增产方法。施工中要求压裂液维持较高的粘度与施工结束后又要求快速降解、彻底破胶成为矛盾;由于压裂破胶不及时、不彻底,特别是压裂液注入压力大于地层压力,压裂液滤失胍胶在裂缝表面形成滤饼,降低了导流能力,是影响采油量的主要原因,而HRS复合解堵剂可快速降低胍胶压裂液粘度,提高压裂液的返排率,提高储层的压裂改造效果。     

低渗储层胍胶压裂液交联性能的影响因素及机理探讨

针对非常规储层压裂过程因胍胶压裂液由于耐温性和抗剪切性能差而流变性不易控制问题,依胍胶压裂液特性制备了一类高效纳米ZrO_2交联剂PDH,并配制成PDH-丙烯酰胺接枝胍胶压裂液。以组装的毛细管黏度测量装置探索和分析了纳米PDH交联剂加入量、体系温度、压力及剪切速率对胍胶压裂液黏度和流变指数的影响,并以分子模拟揭示其增稠交联机理。结果表明,30 MPa、175℃和200 s^(-1)剪切50 min可使含0.3%的纳米ZrO_2交联剂的0.35%胍胶压裂液黏度达97 mPa·s,明显优于普通有机锆DDT交联压裂液的74 mPa·s。纳米锆量与体系压力升高使压裂液黏度增加和流变指数降低。4因素中温度和剪切速率对压裂液黏度影响较小,分别降低了39 mPa·s和24 mPa·s,远小于温度和剪切速率对DDT-胍胶压裂液降低的54 mPa·s和37 mPa·s, PDH展现出优异耐温性和增稠性。     

游园沟压裂工艺优化及应用

游园沟油田属中孔中渗油藏,地层压力低,温度低且闭合压力低;胍胶压裂液使用囊式破胶剂无法破胶,强氧化剂破胶较难掌控,这就要求压裂液满足低成本的同时,还具有破胶彻底、低残渣量等优点。低分子聚合物压裂液,利用其对矿化度敏感和强氧化剂协同作用破胶,破胶彻底水化;破胶后残渣含量较胍胶压裂液大大减少;基液粘度低,滤失系数小,其不易变质,易于存放;且具有良好的抗剪切能力和携砂、输砂能力,降低了施工风险,并用石英砂代替陶粒,降低了施工成本;本方案采用低分子聚合物压裂液、石英砂代替陶粒,并利用堵塞球在现场压裂改造。     

低浓度胍胶压裂液体系室内研究

目前全球瓜尔胶原材料紧缺,导致胍胶价格飙升,压裂成本攀升。因此,研究优选满足携砂要求的低浓度胍胶压裂液体系具有重大意义。通过实验,对低浓度胍胶压裂液体系的配方进行了研究,评价了低浓度胍胶压裂液体系的耐温耐剪切性能、流变性能、滤失性能、破胶性能、静态伤害和残渣伤害。实验结果表明,低浓度胍胶压裂液可满足压裂施工时的携砂要求,并且破胶后的残渣含量明显减少,降低了对储层的伤害,是一种低成本、低伤害压裂液体系。     

耐高温胍胶压裂液及其对储层的伤害机理研究进展

随着油气资源的勘探开发不断向深层超深层储层发展,常规胍胶压裂液不能满足高温超高温储层压裂施工需求。国内外学者致力于从胍胶耐温改性与新型耐高温交联剂合成两个方向提升胍胶压裂液的耐温性能,同时研究了胍胶压裂液对储层的伤害机理,取得了较大进展。本文回顾了近年来国内外耐高温胍胶压裂液的发展动态,阐述了关于耐高温改性胍胶和耐高温交联剂合成的研究现状,从胍胶压裂液对储层的伤害类型和伤害机理角度进行了总结,重点分析了胍胶压裂液对高温储层伤害机理的研究进展。最后指出,应该继续通过化学改性进一步提高胍胶自身的耐温性能,同时加强对破胶剂和纳米交联剂的研究,并提出高效低伤害的纳米交联压裂液是耐高温胍胶压裂液未来可能的发展方向。     

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。     

压裂用螯合剂的开发及现场应用

低浓度胍胶压裂液在油田现场配制过程中,由于配液水矿化度较高,在添加交联促进剂后发现压裂液由透明变成白色,静置后出现分层的现象.经分析认为氢氧化镁沉淀,OH-对氢键的破坏等因素共同作用,导致了低浓度胍胶压裂液的分层问题.针对低浓度胍胶压裂液在高矿化度水中配制出现的问题,研究开发了螯合剂AO-1,有效解决了压裂液分层的问题,有效改善了低浓度胍胶压裂液的交联性能和耐温耐剪切性能,能满足现场施工的要求.     

低成本清洁压裂液体系研究

水力压裂增产技术是目前改善油气层最为有效的方法,压裂施工过程中,压裂液的好坏决定施工的成败。针对水基压裂液体系的成本与清洁的要求进行了室内试验研究,对低成本清洁压裂液体系配方调试及综合性能评价进行了压裂液体系完善优化研究,完成了低成本清洁压裂液体系增稠剂的优选、配方的优化及压裂液体系性能评价全部室内研究工作,研制出低成本清洁压裂液体系与羟丙基瓜胶压裂液成本相当(约240元·m~(-2),相当于羟丙基胍胶压裂液的90%),并进行了现场试验,实验结果证明,能够满足现场施工要求,具有良好的推广应用前景。     

压裂用胍胶衍生物的研究进展

随着对油气资源勘探、开发的深入,水力压裂逐渐成为一种改造油气藏的重要方法并得到广泛应用。压裂液在水力压裂工作中起着重要的作用,压裂液的好坏是关系到压裂施工的成败和影响施工后增产效果的一个重要因素。针对目前常规胍胶压裂液存在缺点,国内外学者对胍胶衍生物进行了广泛研究,主要集中在低分子量、酸性条件下交联、耐高温及疏水缔合改性方面,室内研究及现场应用表明,胍胶衍生物具有不溶物更低、破胶后残渣更少、对地层伤害更小等优点。     

低浓度羟丙基胍胶压裂液体系研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,提高压裂液效果,降低压裂成本,针对不同地层温度开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的羟丙基胍胶压裂液体系。压裂液体系分别为:耐温80、90℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.30%,交联剂用量为0.35%;耐温100、110℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.35%;耐温120℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.325%,交联剂用量为0.40%;耐温130℃的压裂液体系羟丙基胍胶用量为0.35%,交联剂用量为0.40%;其他助剂加量分别为:起泡剂0.50%,助排剂0.50%,粘土稳定剂0.50%,温度稳定剂0.08%,杀菌剂0.10%,Na_2CO_30.12%。通过对体系破胶研究,过硫酸铵用量为0.0033%,胶囊破胶剂用量为0.0111%,破胶时间为3h,与常规羟丙基胍胶体系相比破胶残渣下降率大于50%;通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,故低浓度胍胶压裂液体系有利于降低对储层的伤害。     

纳米二氧化硅增强胍胶压裂液性能研究

为提高压裂液性能,适应复杂油气藏的开发需求,往往采用改性稠化剂、温度稳定剂和新型交联剂来实现,但是这些方法目前对压裂液的性能提升已达到极限,本文采用纳米杂化的方式来提升压裂液综合性能。考察了纳米二氧化硅加入到胍胶压裂液中对其耐温性能、携砂性能、破胶性能和伤害程度的影响。结果表明,在相同的胍胶浓度下,在压裂液中加入3 000 mg/L的纳米SiO_2能使硼交联剂的用量减少0.05%,而压裂液冻胶黏度却提高了76 mPa·s。纳米SiO_2杂化压裂液相比于空白压裂液的耐受温度提高了20℃,在压裂液基液和冻胶中的沉降速度都明显变慢,说明纳米SiO_2增强了压裂液的黏弹性能,即增强了压裂液的携砂性能;杂化压裂液破胶后的黏度、表面张力和残渣含量都符合"水基压裂液通用技术指标";并且纳米SiO_2的加入能减小压裂液对岩心和支撑剂充填层导流能力的伤害。纳米SiO_2杂化胍胶压裂液满足现场施工和低伤害的要求。     

羧甲基羟丙基胍胶压裂液性能评价与研究

目前我国各大油田使用的压裂液主要是水基压裂液,胍胶原粉广泛用作水溶液增稠剂,胍胶经过改性后,增加了分子的分支程度,使其水溶速度加快,粘度提高,热稳定性增强,防腐储存性因改性而改善。将羟丙基胍胶(HPG)稠化剂部分基团改为羧甲基,使形成的胍胶压裂液具有了一些新的性能,在相同温度下,稠化剂使用浓度大幅下降,水不溶物含量降低,聚合物网状结构更好,弹性好,携砂能力强,并且在施工摩阻较小,对深井、大排量施工井更有利。该论文评价了羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)压裂液基础性能和在一定温度下的耐温性、破胶性能,评价出羧甲基羟丙基胍胶压裂液具有易配制、高弹性、高悬砂性及低稠化剂、低基液黏度、低残渣的特性。     

压裂用稠化剂耐高温性能研究

压裂液在水力压裂施工作业中起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂深入人工裂缝以及压裂完成后,化学分解或破胶到低黏度,保证大部分压裂液返排到地面以净化裂缝的作用。其性能好坏是关系到压裂施工的成败和影响压后增产效果的一个重要因素,现有的高温压裂液体系已经无法满足大庆油田松辽盆地深度埋藏天然气储层增产改造需要。笔者通过热分析实验分析了羟丙基胍胶压裂液高温降解的原因,并确定了系列提高稠化剂耐高温性能的技术对策,重点论述了通过羟丙基瓜胶和聚丙烯酰胺复合来提高稠化剂体系耐高温性能的方法,成为200℃超高温压裂液的研究的主要技术路线之一,为满足大庆油田松辽盆地深部埋藏高温气藏增产改造的需要提供依据。     

致密砂岩油藏低浓度胍胶压裂储层伤害实验

为分析低浓度胍胶压裂对致密砂岩储层带来的伤害,以A、B、C等低含水区块为研究实例,构建压裂液耐温抗剪切性能、黏弹性和携砂性能、破胶性能和岩心配伍性实验。研究得出:所研配方在充分剪切2 h后黏度仍然大于50 mPa·s,评定为合规。而在配方质量分数对比上,60～120℃的不同井温前提下都表现出羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)压裂液与羟丙基胍胶(HPG)压裂液用量的巨大差异,其中明显是CMHPG更省和成本更优;所研压裂液180℃高温下的残渣质量浓度为270 mg·L~(-1),显著优于HPG体系破胶情况;正向注入3 PV过硫酸铵破胶液后渗透率急剧下降至1.389×10~(-2)μm~2,返向注入3 PV 3%NH_4Cl解除伤害后渗透率恢复至2.586×10~(-2)μm~2,为初始值的89%,判定该压裂液对储层伤害低。     

低浓度胍胶压裂液在泥盆系东河塘组的研究应用

巴麦井区东河塘组储层泥质含量高、储层物性差、克氏渗透率在0.06~0.82md(平均0.34md),孔隙度4.7%~10.6%(平均7.7%),属于特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层。为有效控制和降低压裂液对储集层的伤害,提高压裂效果,降低压裂成本,研发了满足特低孔特低渗-超低孔超低渗透储层压裂需要的低伤害、耐高温的低浓度胍胶压裂液体系配方。通过室内实验研究,对低浓度胍胶压裂液体系配方的耐温耐剪切能力、流变性能、静态滤失、破胶性能及残渣含量进行了评价。室内实验评价表明,该体系能够大大降低胍胶的使用浓度,降低压裂液的残渣含量,降低压裂液对储集层的伤害,具有优良的破胶、返排、降滤失性能,是一种低成本、低伤害压裂液。     

可再生低分子胍胶压裂液技术研究与发展

本文阐述了胍胶低分子化降解技术和低分子胍胶压裂液技术的研究现状,提出了低分子胍胶压裂液技术的研究方向,为今后开展无伤害或低伤害清洁压裂液技术研究提供技术借鉴。