胍胶压裂液与EM30压裂液的对比研究

油气田开采要实现较高的产油量,则需要借助一定的技术措施,而压裂则是其中最为关键的技术和手段。在压裂技术当中则又需要相应的材料,如支撑剂、压裂液等,在压裂过程中压裂液起到的作用极为关键。众多油气田开采时,可以选择不同的压裂液,目前市场上已经有各种类型的压裂液。对此,本文主要阐述胍胶压裂液和EM30压裂液的相关概念,并从油气田开采成本、压裂液回收利用、对储层伤害三个角度分析这两种压裂液的应用与利弊,对比结果证明EM30压裂液更应当得到推广和应用。     

胍胶压裂液高效破胶降解剂体系研究

胍胶压裂液是低渗透油藏水力压裂应用最广泛的压裂液体系,针对其破胶不彻底,残渣、残胶易造成压后储层伤害的问题,通过耐温耐剪切性、破胶液黏度、破胶液残渣含量测试实验,从10种破胶剂、9种降解剂中筛选、优化了胍胶压裂液复合破胶降解剂。并利用凝胶渗透色谱仪和激光粒度仪对胍胶压裂液破胶液中聚合物分子量和残渣粒径进行了测试。结果表明,0.06%(质量浓度)破胶剂P4(过硫酸铵∶亚硫酸钠=9∶1,质量比)+0.009%降解剂M2(BAT-2)为最佳复合破胶降解剂体系,其对应胍胶压裂液耐温耐剪切性测试稳定黏度、破胶液黏度、破胶液中残渣含量分别为103 mPa·s, 1.5 mPa·s和202 mg/L。相对于现用过硫酸铵破胶剂,优化的破胶降解剂体系可降低破胶液中聚合物平均分子量16.0%;减小破胶液中残渣粒径中值21.5%。     

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。     

常规胍胶压裂液室内性能评价

为进一步明确常规胍胶压裂液的实际性能,通过采用室内实验的方法,评价分析了胍胶压裂液的各项性能指标。实验分析表明,采用0.45%羟丙基胍胶ADHPG-1+0.1%杀菌剂ADS-1+0.5%助排剂ADB-1+0.5%起泡剂ADFP-1+0.5%粘土稳定剂ADN-1+0.12%Na_2CO_3+0.3%温度稳定剂ADPT-2配方的胍胶压裂液体系各项指标均能满足标准要求,可以推广应用。     

速溶胍胶压裂液体系性能评价与应用

针对新型速溶胍胶压裂液体系进行系统评价,并与常规胍胶体系性能对比,针对地层特点进行配方优化并投入现场使用验证。新型速溶胍胶压裂液体系溶胀时间快,耐温性能好,水不溶物是常规胍胶的一半,破胶液残渣较普通胍胶降低64%以上,破胶时间可控性强。     

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。     

低浓度胍胶压裂液体系的室内研究

采用水溶性好、残渣少的超级胍胶GHPG作低浓度胍胶压裂液的稠化剂,选用自制的有机硼交联剂SQ,低浓度胍胶压裂液体系配方为0.20%GHPG+0.08%有机硼交联剂SQ+0.1%Na2CO3+0.15%助排剂+0.05%破乳剂+0.1%杀菌剂+0.025%破胶剂+1.0%粘土稳定剂。体系在60℃下连续剪切120 min后,黏度仍保持在240 mPa·s以上,单粒石英砂静态悬砂速度<0.25 cm/min,30%砂比的静态悬砂速度<0.51 cm/min,压裂液2 h内彻底破胶,破胶液表面张力29.4 mN/m,静态滤失系数为5.27×10-4m/min1/2,岩心伤害率17.51%。其稠化剂的质量分数仅为0.2%,有效降低对地层伤害及原材料成本,其有机硼交联剂SQ具有一定的自动破胶特性,80℃时36 h彻底破胶,40℃时48 h彻底破胶,与常规破胶剂配合使用,可缩短破胶时间,实现2 h彻底破胶。     

胍胶压裂液加重技术的研究应用

在常规胍胶压裂液基础上,通过优选无机盐类加重剂,对胍胶压裂液进行了加重技术研究,加重密度在1.12-1.22g/cm3之间可调,从而增大了液柱压力,有效降低了施工井口压力,确保了压裂施工的顺利实施。同时对加重后胍胶压裂液高温流变性、破胶性及粘土稳定性和对支撑辅砂层的伤害进行了评价,阐述了加重压裂液的选择应根据储层的压力系数和盐敏程度确定加重压裂液的密度。该技术现场应用8井次,共用加重压裂液3210m3,减少井口压力10-30%,施工成功率100%,压后增产效果良好。     

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。     

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。     

速溶胍胶压裂液在吉林油田研究与推广应用

速溶胍胶压裂液是通过对胍胶进行改性,以满足连续、快速配液需求而开发的一种新型压裂液体系,由于吉林油田水平井大量开发和压裂工厂化的实施,压裂改造过程[1-6]中有针对性地选择压裂液成为关键。因而要求压裂液具有良好的悬砂、低浓度、低残渣、耐高温、耐剪切等特性,因此选择了速溶胍胶压裂液体系[7]在吉林油田进行了研究推广应用。该压裂液体系适用于地层温度100℃-150℃的大型油气井以及CO2增能助排压裂井,以提高返排和减少储层污染的需求。     

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。     

低浓度低伤害胍胶压裂液室内实验评价

压裂工艺是低渗油藏的开发的必要手段,压裂液在压裂工艺中起着非常重要的作用,为进一步提高压裂效果,新型的压裂液也被不断的研发出来,对压裂液性能的分析评价,是实践应用的前提。介绍了低浓度胍胶压裂液,并通过室内实验分析该压裂的性能,研究表明:该压裂液耐温耐剪切能力强,高温下仍能保持120 mPa·s以上的黏度;悬砂能力强;破胶效果优于普通胍胶压裂液;具有较低的表面张力和界面张力。适用于低渗储层压裂工艺,能起到更加良好的压裂效果。     

压裂液现场质量控制方法

压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要措施,压裂液质量的好坏直接影响压裂施工效果。因此,在压裂施工现场有必要实时检测压裂液的质量。本文主要对仪器设备、配液用水、压裂液添加剂、压裂液性能进行质量控制,确保能达到预期压裂增产效果。     

钛修饰纳米二氧化硅交联剂及胍胶压裂液研究

γ-氨丙基三甲氧基硅烷与硅酸钠水解制得表面修饰纳米二氧化硅,四氯化钛与表面修饰纳米二氧化硅反应,制得钛修饰纳米二氧化硅交联剂,粒径主要分布在6～11 nm之间,可有效降低羟丙基胍胶用量及残渣含量。配制了纳米二氧化硅交联剂交联的羟丙基胍胶压裂液,羟丙基胍胶浓度为0.35%～0.4%。室内研究表明,该压裂液体系各项性能良好,在170 s^(-1),150℃下,剪切120 min,粘度102 mPa·s; 120℃下破胶60 min,破胶液粘度2.32 mPa·s;表面张力23.53 mN/m,界面张力0.91 mN/m;防膨率88.56%;残渣含量227 mg/L;岩心基质渗透率损害率为9.63%～15.77%,压裂液耐剪切性能、破胶性能、助排性能、储层保护性能等各项性能良好,满足压裂要求。     

GTA-GG改性胍胶应用于压裂液及相关性能研究

针对常规胍胶压裂液悬砂性差、水中不溶物含量高污染地层等难题,采用GTA(C_6H_(14)ClNO)对胍胶(GG)进行醚化改性,通过环氧化合物的双分子亲核取代反应引入疏水碳链,得到GTA-GG,将其作为压裂液的主剂,研究GTA-GG与体系悬砂性之间的关联。结果表明,压裂体系悬砂性受主剂粘度与水中不溶物含量的影响,而GTA-GG可利用其长分子链与高相对分子质量优化此两种性能,从而提升支撑剂铺置效率,减小沉降速度,增大体系悬砂性能;测量GTA-GG压裂液在变温条件下的应用特性,其实验数据显示,0.3%GTA-GG与0.3%XJL-2交联所得冻胶的粘度为203.6 mPa·s,水中不溶物含量为6.8%,支撑剂沉降速度为0.071 mm/s;100℃条件下,初始滤失量、滤失系数、滤失速度分别为3.810×10^(-4)m(-4)m³/m3/m²,0.141×102,0.141×10^(-4)m(-4)m³/m3/m^(1/2),0.685×10(1/2),0.685×10^(-4)m(-4)m³/(m3/(m²·min);添加0.02%的DQPJ破胶剂,2 h破胶后溶液粘度为1.7 mPa·s,表面张力为23.91 mN/m。GTA-GG体系悬砂性得到提升,各项性能良好,适用于中高温低渗储层压裂作业。     

GTA-GG改性胍胶应用于压裂液及相关性能研究

针对常规胍胶压裂液悬砂性差、水中不溶物含量高污染地层等难题,采用GTA(C_6H_(14)ClNO)对胍胶(GG)进行醚化改性,通过环氧化合物的双分子亲核取代反应引入疏水碳链,得到GTA-GG,将其作为压裂液的主剂,研究GTA-GG与体系悬砂性之间的关联。结果表明,压裂体系悬砂性受主剂粘度与水中不溶物含量的影响,而GTA-GG可利用其长分子链与高相对分子质量优化此两种性能,从而提升支撑剂铺置效率,减小沉降速度,增大体系悬砂性能;测量GTA-GG压裂液在变温条件下的应用特性,其实验数据显示,0.3%GTA-GG与0.3%XJL-2交联所得冻胶的粘度为203.6 mPa·s,水中不溶物含量为6.8%,支撑剂沉降速度为0.071 mm/s;100℃条件下,初始滤失量、滤失系数、滤失速度分别为3.810×10~(-4)m~3/m~2,0.141×10~(-4)m~3/m~(1/2),0.685×10~(-4)m~3/(m~2·min);添加0.02%的DQPJ破胶剂,2 h破胶后溶液粘度为1.7 mPa·s,表面张力为23.91 mN/m。GTA-GG体系悬砂性得到提升,各项性能良好,适用于中高温低渗储层压裂作业。     

耐高温超低浓度纳米胍胶压裂液性能评价研究

致密砂岩储层孔渗低、物性差,必须经过水力压裂改造后才能具有较好的产能。为了降低施工成本和压裂液对储层的伤害,同时在高温条件下具有良好的耐剪切性能和破胶性能,需要研发一种耐高温、低伤害的压裂液体系。以改性纳米二氧化硅为交联剂,对新型耐高温超低浓度纳米二氧化硅压裂液性能进行了较为全面的评价研究。结果表明,该压裂液体系在135℃条件下剪切2 h后平均黏度为100 m Pa·s,具有良好的携砂能力。破胶液残渣质量为常规胍胶压裂液质量的37.2%,破胶液的表面张力小,具有良好的返排性,压裂液与地层水配伍性好。超低浓度纳米胍胶压裂液大幅降低了对地层的伤害程度,适用于低渗的致密砂岩储层。     

低浓度胍胶压裂液有机硼交联剂YJ-P的合成与应用

该文通过考察压裂液的悬砂时间确定了合成反应中硼砂用量、配位剂组分质量比、溶剂组分质量比对有机硼交联剂YJ-P交联低浓度胍胶压裂液携砂性能的影响,并通过动态流变研究压裂体系的黏弹性。结果表明,硼砂质量分数25%(即硼砂质量占交联剂质量的百分数,下同),配位剂m(葡萄糖):m(乙二醇)=1:1.5,溶剂m(丙三醇):m(水)=6:1,交联剂质量分数为1.2%(即交联剂质量占压裂液质量的百分数,下同)时,悬砂性能最优,悬砂时间达到了27 min/mm。确定反应时间4.0 h,反应温度80℃,改性有机硼交联剂对低浓度胍胶压裂液有良好的悬砂性。当胍胶的质量分数达0.2%时,剪切频率增加,动态模量增加,在角频率达10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液有较好的黏弹性。     

页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、降阻性能及破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~100℃条件下具有良好的流变性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.05%条件下,2h内即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m,残渣含量小于100mg/L;最后将SRFP线性胶压裂液成功应用于宁夏某重点页岩气探井,最高砂比为22%,平均砂比为8%,返排液黏度小于5mPa·s。