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压裂是油气增产的主要措施之一,常规水基压裂对环境和水资源带来前所未有的威胁,低伤害和环境友好型无水压裂液将成为今后压裂技术研究与应用的热点。介绍了烃基无水压裂液的组成、技术优势和存在的问题。通过文献调研发现,以二烷基磷酸酯及其盐作为胶凝剂、三价金属离子作交联剂、醋酸钠和碳酸钠作破胶剂制备的烃基无水压裂液技术,能满足130℃以内油气储层压裂施工需求,可解决页岩油气等非常规油气藏在压裂改造中遇到的水资源消耗大、返排废液难处理、储层伤害大等技术难题。烃基无水压裂液在实现油气田绿色高效开发过程中,具有广阔的技术优势和应用前景,但是,施工安全和价格仍然是制约无水压裂液规模化现场应用的最大障碍。 相似文献
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研制了一套适合川渝地区使用的酶破胶羟丙基胍胶压裂液体系,该酶破胶剂对压裂液稠化剂具有很好的专一破胶性能,与压裂液各种添加剂有良好的配伍性能。与常规破胶剂相比,酶破胶剂破胶更彻底,破胶液黏度小,残渣含量少,对支撑裂缝导流能力伤害小。在合川001-25井组3口井的现场应用表明,该酶破胶压裂液体系能够完全满足现场加砂压裂施工要求,返排液残渣含量明显低于常规破胶剂体系,且使用酶破胶剂的2口井压后增产效果较使用常规破胶剂的更好。 相似文献
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缝内破胶压裂液的研究及应用 总被引:2,自引:1,他引:2
在水基聚合物压裂液加砂压裂施工过程中,往往需要添加破胶剂来满足压裂液的顺利破胶返排。目前使用较多的破胶技术是过硫酸盐、胶囊破胶剂结合的楔形追加破胶技术,但仍然存在压裂液的残胶伤害。为此,开展了新型破胶技术的室内研究,成功地研究出能使压裂液彻底破胶的破胶剂组合技术——缝内破胶技术。采用缝内破胶技术的压裂液(缝内破胶压裂液)和常规压裂液比较,缝内破胶压裂液破胶残液最大分子量是常规压裂液的1/8~1/6,岩芯渗透率伤害率降低了30%~40%。在四川GA区块的B井区进行了5井次缝内破胶压裂液和5井次常规破胶压裂液现场应用试验。试验结果表明,缝内破胶压裂液平均返排率比常规高10%左右,平均单井增加天然气测试产量是常规压裂液的1~2倍。 相似文献
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粘弹性清洁压裂液的作用机理和现场应用 总被引:4,自引:1,他引:4
常规水基压裂液破胶后具有较高的残渣量,对支撑裂缝伤害较大,在一定程度上影响了油气田的产量.研究开发出了新型的VES清洁压裂液体系,它是由VES粘弹性表面活性剂和水或盐水组成.该压裂液集粘弹性、抗剪切性、自动破胶性于一体.通过分析VES清洁压裂液的粘弹性形成机理、抗剪切机理、携砂机理、破胶机理、滤失机理、伤害机理,表明粘弹性清洁压裂液具有独特的分子结构和独特的流变性能,它具有配制简便,使用添加剂种类少,不存在残渣,对储层伤害小等特点.现场实验表明,清洁压裂液具有破胶性能,施工摩阻低,携砂能力强,可有效地控制缝高.与使用水基压裂液的邻井相比,粘弹性清洁压裂液压裂施工后增产效果明显. 相似文献
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奈曼油田交联冻胶压裂液体系存在破胶不彻底、残渣量大、地层伤害严重等问题.因此,对高温生物酶破胶剂在奈曼油田压裂液体系中的应用可行性、适用性,以及破胶效果进行了室内评价.结果表明,在100~120℃下,添加酶保护剂后,生物酶单独作用或生物酶与少量APS复配作用,奈曼压裂液体系均可在2h内彻底破胶,破胶液黏度小于5 rnPa·s,残渣量降至380mg/L.矿场试验表明,复配使用高温生物酶和APS复破胶的2口井压裂液返排率均达50%以上,与同期采用APS作为破胶剂的4口井相比高出10%~15%,施工产能效果良好,压裂施工后产量增加27%~36%. 相似文献
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高翔 《天然气勘探与开发》2016,(4)
压裂增产技术是煤层气开发的重要手段之一。针对鄂尔多斯盆地柳林地区煤层具有储层压力低、渗透率低、孔隙度低和含气饱和度低以及煤层吸附性较强等特点,通过使用短岩心(暂堵)酸化流动仪进行了活性水压裂液、线性胶压裂液、冻胶压裂液和清洁压裂液对煤岩的柳林地区煤岩心渗透率伤害评价实验。实验结果表明,活性水对岩心渗透率的伤害程度最低,为9.82%,清洁压裂液的伤害程度为43.49%,冻胶破胶液压裂液的伤害程度为81%,线性胶压裂液的伤害程度为89.3%,对煤层伤害程度依次为:活性水清洁压裂液冻胶破胶液线性胶。使用优选出的活性水压裂液对现场实施压裂10口井,单井的最大砂比不超过30%,平均砂比15%左右,显示出活性水压裂液的携砂能力满足压裂施工要求,施工成功率接近100%。 相似文献
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水力压裂工艺中的分段破胶技术 总被引:11,自引:2,他引:9
针对水基冻胶压裂液常规破胶过程中破胶时间长、水化液粘度高、液体返排率低、对地层污染严重等问题,研究了储层温度、破胶时间、破胶剂浓度等对破胶效果的影响。室内研究表明,破胶剂浓度越大,破胶温度越高,破胶时间越长,则水化液粘度越小。在此基础上,根据不同施工阶段及液体经受的剪切时间和温度环境的不同,研制出适应于水基冻胶压裂液体系的分段破胶技术,使压裂液在施工过程中既能保持较高的携砂粘度,又能在压后快速破胶水化。应用该技术在现场进行了10井次压裂施工,压后平均关井时间为4h,返排周期为10.6d,平均返排率为89. 相似文献
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针对压裂液伤害地层的问题,通过对压裂液延迟交联与快速破胶技术的研究试验,研制出了时间延迟交联剂和温度延迟交联剂.确定了压裂液在不同温度和不同时间内破胶时需要破胶剂的用量。结果表明.压裂液交联的最佳时间是压裂液刚进入地层的那一刻。为减少压裂液对地层的伤害,破胶剂加量应根据施工时问与裂缝中压裂液温度情况,使压裂液的破胶时间与施工时间相一致,既能保证压裂液的造缝与携砂能力,又能使压裂液在施工结束后快速破胶、水化返排。现场应用表明,压裂液具有摩阻低、抗剪切性能好、造缝与携砂能力强。对地层伤害小的优点.满足了现场施工的需要,提高了油井(特别是深井)压裂施工的成功率。在华北冀中对井深3400~3800m的油井压裂施工9口,平均砂比为29.3%,成功率为100%。 相似文献
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针对页岩油气井工厂化体积压裂过程中固体粉末破胶剂使用存在人工强度大、安全风险高、且易出现混配不均匀导致破胶效果差的问题,基于过硫酸盐氧化破胶机理,研制了一种新型液体破胶剂。通过室内实验分析了配方组成、存储方式、存储时间、pH值等因素对液体破胶剂性能的影响。结果表明:密闭保存环境下过硫酸钾液体破胶剂性能更稳定,同时,体积浓度为0.06%或0.05%、温度90℃、破胶时间4 h的条件下该液体破胶剂分别对冻胶压裂液体系和变黏滑溜水两种常用压裂液体系均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,满足现场压裂液破胶技术要求。历时23 d,在大庆油田1口页岩油水平井43段体积压裂成功应用,放喷求产阶段返排液黏度均小于2 mPa·s,破胶性能好、破胶彻底,有效解决了固体粉末破胶剂使用过程中存在的难题,为工厂化体积压裂施工提供了技术支撑。 相似文献
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深水、超深井储层埋藏深度大,地层破裂压力高,压开地层难度大,对压裂设备和管柱的承压要求很高,造成深水油气田压裂作业施工压力高、风险大,同时海上平台或作业支持船空间有限,难以装备大型压裂设备进行压裂施工。为了尽量减小施工规模,降低井口注入压力,研究了一种自生热耐高温高密度压裂液体系,并对该压裂液体系进行室内性能评价与现场摩阻测试。实验结果表明,该压裂液体系密度达到1.5 g/cm3,降阻率达到59.6%以上,能够耐温140 ℃。自生热体系的引入缩短了压裂液破胶时间,产生的气体能促进压裂液破胶后返排。 相似文献
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生物破胶酶研究及应用 总被引:7,自引:0,他引:7
针对压裂过程中压裂液常规化学破胶剂存在化学污染、破胶度有限等缺陷,根据生物酶破胶原理,利用国内独特的极端微生物资源,筛选出产半乳甘露聚糖酶的嗜碱菌和产半乳甘露聚糖酶的嗜热菌,开发出具有破胶性能的生物酶制品。介绍了筛选获得的嗜热菌DC-AW 6产生酶的特性,生物破胶酶的作用温度、使用浓度、岩心伤害、与压裂液添加剂的配伍性等,并在鄂尔多斯盆地延长油田2口井现场应用压裂液生物破胶酶获得成功。试验表明,生物破胶酶最佳作用温度40~80℃,压裂液酶法破胶后岩心伤害率为15%~25%,破胶残渣7%~8%,现场应用中压裂液的返排率达72%~75%,返排黏度为1.8~2.8 mPa·s。生物酶破胶彻底,使压裂液对地层的伤害降低到最小,在压裂工艺中具有较广泛的应用前景。 相似文献
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压前评估在葡西油田古137区块压裂井中的应用 总被引:1,自引:1,他引:0
根据葡西油田古137区块开发压裂出现的压后产量达不到压裂投产的经济开发标准的问题,从压裂液体系、支撑剂的选用、纵向剖面上地应力条件对水力裂缝高度的影响3方面对以往压裂低效原因进行了分析评估。从这3方面进行优选,确定压裂施工规模,采用“二低、二高”的压裂施工参数设计思路提高近井导流能力,采用胶囊破胶剂与尾追常规破胶剂的双元破胶剂体系措施提高压裂液返排率,降低压裂液对储层和裂缝导流能力的伤害。2004年底进行了11口井压裂研究策略的现场压裂试验,获得较好效果,为该区块后续的开发井压裂提供了必要的技术保证。 相似文献