连续混配压裂液及配液装置

传统的油气田压裂工艺多采用先批量配制压裂液再进行压裂施工作业的方式,存在着准备时间长、劳动强度大、残液排放污染环境等缺点。针对这些问题,自主研发了连续混配车及配套的速溶瓜尔胶压裂液体系,形成了连续混配压裂工艺,实现了配液与压裂施工实时进行,施工过程将速溶瓜儿胶及所有的化学添加剂按设计量加入连续混配车储藏罐,利用自动控制系统混合、配液,最后泵出符合设定要求的压裂液基液,实时进行压裂施工,最高单机混配排量可达8m3/min。同时可在线检测压裂液黏度,根据施工需要实时调整压裂液性能,消除压裂液浪费,减小环境污染。配液与压裂施工连续、紧凑,操作简单、方便,有效提高了压裂施工效率。     

高温低伤害压裂液性能优化应用

中原油田应用的压裂液存在着残渣含量高、表面活性差、地层损害程度严重等问题.针对深井高温地层压裂改造的要求,采取了降低成胶剂残渣含量、提高液体表面活性、稳定地层粘土矿物、改善交联体系以及实行分段破胶等技术措施,使压裂液具有良好的高温稳定性与地层保护能力.新的压裂液体系主要由低残渣羟丙基胍胶、HY-605和HF-605高活性复合表面活性剂体系、新型油溶性树脂、复合型粘土稳定剂和高温延迟交联剂OB-99组成.高温低伤害压裂液体系在现场3井次应用表明,该压裂液保证了高砂比、大排量和复杂工艺条件下的压裂施工顺利进行,取得了显著的增产效果,压后初期日增油量为51.3 t,累计增油量为4900t;日增天然气量为8300m3,累计增气量为124.5×104m3.     

超高温压裂液配方体系研究

川西地区部分油气储层埋藏深（7000m左右）、地层温度高（160℃以上）,要求压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能。通过优选对压裂液耐温耐剪切性能影响较大的添加剂,并完成相关评价,形成了可以满足160℃和180℃储层施工的超高温压裂液体系。该配方体系在160℃和180℃分别连续剪切120min之后,粘度仍然可以保持在100mPa·s以上,满足了超深井压裂改造的需要,填补了川西地区超高温压裂液的空白。     

高温无机硼交联剂延时性能研究与应用

针对目前有机硼交联剂破胶剂用量大、破胶后残渣含量高、不利于压裂液破胶返排及传统无机硼压裂液体系耐温差等现状,从提高无机硼交联剂耐温性能方面着手,开发出高温无机硼JLW-HT 1交联剂,并采用该交联剂配置成压裂液体系,用于低渗透气藏的储层改造。实验室评价及现场应用表明,该压裂液体系破胶后残渣含量少,有利于压裂液的破胶返排,对储层伤害小,而且具有很好的高温流变性,可满足鄂尔多斯盆地低温环境下高温深井的不同规模压裂施工。     

非常规水平井压裂地面施工配套技术

非常规油气储层增储增产主要是通过大排量、大液量和大砂量的水平井多级分段压裂改造技术来实现的,常规单套压裂机组及供配液方式已远远不能满足其压裂施工工艺要求。为此,在优化多套压裂机组配套时,采用2套混砂车同时在线施工并整合数据采集及实时施工曲线,实现多机组集中控制、数据采集和远传监控,同时完善多级供液和不同压裂液体系的连续混配工艺技术,实现了多种压裂液体系连续无缝切换的非常规水平井压裂施工。在泌页HF1井15段压裂施工中,累计完成压裂液配制23 000 m3,最高配液量3 705 m3/d,实际入井液量22 129 m3,最高排量14.7 m3/min,最高压力68 MPa,加砂量799.6 t,单台混砂车施工排量5～8 m3/min,各项技术参数符合施工设计要求。     

海水基植物胶压裂液体系快速制备及性能评价

针对海上压裂施工利用海水在线快速混配的需求,研究了海水作为配液用水对稠化剂溶胀和交联反应的影响,研制了液体植物胶稠化剂、有机硼交联剂CYS-4,进而研制了耐温达160℃的海水基压裂液体系。实验性能评价结果表明,所研制的海水基植物胶压裂液体系具有良好的耐高温性、破胶性、抗滤失性,可满足160℃以内海水基快速配制压裂施工要求,具有良好的应用推广价值。     

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。     

NaCl、NaBr对HPG压裂液性能的影响

随着国内外深井、高压井、高应力井储层的压裂改造,压裂液加重已成为降低压裂施工压力的必要措施,常用的加重剂为NaCl、NaBr等无机盐。室内研究了NaCl、NaBr对压裂液性能的影响。结果表明,加重之后压裂液黏度升高,并呈指数上升趋势;压裂液耐温耐剪切能力提高,14%NaCl、14%NaBr加重压裂液在130℃、170 s^-1连续剪切120 min后的黏度分别约为200 mPa·s和300 mPa·s,而非加重压裂液剪切70 min后的黏度在100 mPa·s以下;加重压裂液高温滤失降低,黏弹性略有降低。加重后,压裂液破胶相对困难,所需破胶剂量增大。125℃时,30%NaBr压裂液需0.3%APS以上剂量才能达到非加重压裂液加入0.05%APS的效果。低剪切速率下,加重后压裂液的摩擦压降相对偏高;但随剪切速率增大,摩擦压降有低于非加重压裂液的趋势。     

超高温改性瓜胶压裂液性能研究与应用

针对目前压裂井越往深井发展地层温度越高这一问题,研究开发了一种由耐高温改性瓜胶、有机硼锆交联剂和温度稳定剂等形成了超高温压裂液体系,即0.55％超高温改性瓜胶+1％温度稳定剂BA1-26+0.5％助排剂BA1-5+0.5％黏土稳定剂BA1-13+0.02％杀菌剂BA2-3+2％KCl+0.6％交联剂.用AFM、SEM观察了压裂液交联前后的微观结构,并考察了压裂液的相关性能.实验结果表明,超高温压裂液具有良好的抗剪切能力,180℃、170 1/s下剪切2 h后,黏度仍保持在150 mPa·s以上;通过调节pH可使超高温压裂液的成冻时间控制在3～15 min之间,有利于深井施工;交联前压裂液的线形结构有利于提高降阻性能,交联后压裂液的三雏结构有利于携砂.破胶液外观清澈透明、黏度较低(＜6 mPa·8)、表面张力低(为28.6 mN/m),残渣率为10.6％.现场实施进一步证明研制的超高温压裂液能满足180℃地层的压裂要求.图4表2参12     

压裂液用高温延缓交联剂CL-9的研制

所报道的压裂液用有机硼交联剂CL-9,由硼酸盐、多羟基醛、LB-2多元醇及碱反应制得,外观均一,长时间存放不析出固体物,适用温度90~145℃,使用量0.40%~0.50%。报道了含2.0%KCl、0.08%~0.15%NaOH、0.10%破乳助排剂的CL-9(0.45%)/HPG(0.50%)压裂液的性能。交联时间随pH升高(7~14)而延长,随温度升高(20~70℃)而缩短,pH=14时常温交联时间为5.2 min,60℃时为1 min。高温下(110~130℃)在170 1/s剪切10 min后压裂液黏度基本上保持稳定,高温下(100~130℃)经500 1/s剪切10 min后,170 1/s黏度均大于210mPa.s,其保持率随温度升高而下降,100℃下为82.3%,130℃下为66.0%。压裂液滤失性能良好,滤失系数和初滤失量在90℃为5.35×10-4m/min1/2和0,120℃下为7.32×10-4m/min1/2和1.21×10-4cm3/cm2。该压裂液已在中原油田7口井压裂中使用,施工成功率100%,油井压裂后增产效果较好。图4表2参3。     

柳杨堡气田高温有机硼交联剂的优选与评价

柳杨堡气田地层温度高、气藏埋藏深,具有低孔特低渗微细孔喉特点,对于压裂液耐温耐剪切。为此,优选了一种高温有机硼交联剂。分析了基液pH值、交联温度、交联比对交联时间的影响,为该交联剂应用提供了数据支持。利用优选的高温有机硼交联剂配制成压裂液具有耐温耐剪切性好(130℃,170 s~(-1)剪切120 min后黏度仍可达到160 mPa·s)、延迟交联时间可调(交联时间150～180 s)、破胶彻底、残渣少、对储层伤害小的优点,可以满足深层高温储层压裂施工需要。该交联剂用于柳杨堡气田现场试验3井次11段,成功率100%,取得了良好的压裂效果。     

高温低伤害低摩阻压裂液体系研究与应用

中原油田油井压裂层位较深,地层温度高,压裂液耐温需高达170℃以上。针对此油藏条件进行室内研究,配制出适于中原油田开发的新型压裂液体系。实验结果表明,该新型压裂液体系在深层高温井压裂改造中不但能保持良好的携砂性且具有低摩阻性,投入产出比大于5。同时发现,高温压裂液体系中,新型交联剂是影响压裂液耐温性能的主要因素。该体系的研制为深层高温井压裂技术的应用提供了良好的技术支撑。     

超高温有机硼交联剂的研究与应用

针对目前国内常规有机硼交联剂耐温性低的缺点,采用向有机硼交联剂中引入高价金属的方法,研制出耐温性能达到180℃的超高温有机硼交联剂DG-ZCY-15,通过考察高价金属加量及碱加量对压裂液耐温性能及交联时间的影响,得到了耐温性能达到180℃且具有良好的延迟交联性的压裂液配方:0.57%羟丙基瓜尔胶+0.45%DG-ZCY-15+0.3%DG-10温度稳定剂+0.3%碱+0.03%P-33型破胶剂+其它,综合评价了该压裂液体系的性能,并介绍了该压裂液体系在大港油田的应用情况。实验结果表明,180℃、170 s-1条件下剪切120 min后压裂液的黏度仍在50 mPa.s以上,能满足超高温、超深储层的加砂压裂施工要求。破胶液的黏度仅为1.45mPa.s,破胶液的表面张力仅27.8 mN/m,对3口井岩心的伤害率均在20%以下。该压裂液在大港油田进行了50余井次的现场试验,最高井温达189℃,施工成功率100%,均取得了良好的压裂效果。     

固体硼交联剂制作方法及性能

研制出一种压裂用固体无机硼交联剂G-CYS,评价了其交联特性,设计了适用于100、120、140、160℃不同温度条件的4种压裂液体系。在相应温度下4种体系均具有良好的耐高温和耐剪切性能,破胶彻底、破胶液黏度低,在160℃以1 000 s-1的速率高速剪切2 min,在170 s-1剪切120 min后黏度保持在120 m Pa·s以上,满足中高温储层压裂需要。体系的交联时间可以通过p H值和温度2方面控制,交联完成后可以保持60 min以上不脱水,避免由于现场施工延迟导致体系脱水、性能变差等问题。     

PF-PRD 钻开液在文昌13-1油田的现场应用

在分析苏里格气田上古储层地质条件的基础上,依据"羟丙基胍胶的临界重叠浓度就是交联的最低浓度"理论和有机硼交联机理,通过对交联络合剂和合成条件的优选,研发出新型的高效交联剂,采用该交联剂体系,羟丙基胍胶稠化剂质量分数较常规气井降低40%时,仍保持了良好的耐温和流变性能。该压裂液体系残渣残胶含量大大降低,降低了对储层的伤害程度。截至到2011年底,该压裂液已成功应用于苏里格气田42口直井、3口水平井,取得了较好的改造效果。     

羟丙基瓜尔胶压裂液的研究及应用

羟丙基瓜尔胶压裂液是一种新型的低伤害压裂液,它适合于地层温度为30~150℃的油层进行压裂改造。该压裂液应用于低温地层(25~50℃)时,是采用氧化剂和激活剂共同作用,达到使压裂液破胶化水的目的。应用于高温地层(120~150℃)时,是采用有机硼作为交联剂,使压裂液在高温深井地层中具有较高的粘度、较好的携砂性,与有机钛交联剂相比,对地层伤害减小。该压裂液已在现场应用237井次,取得了较好的经济效益和社会效益。     

高温海水基压裂液研究及应用

通过室内实验研究,得到了适合海上高温深井压裂的高温海水基压裂液,其耐温达160℃,可以用矿化度40 000mg/L以内的过滤海水直接配制;合成了含有羟丙基和磺酸基的耐盐稠化剂PA-SRT,并通过核磁共振方法进行了表征。通过使用溶解促进剂使耐盐稠化剂5 min内黏度可达到最终黏度的80%,满足连续混配装置和增产作业船的使用要求。在国内某油田153℃油井压裂施工中成功应用,压裂液采用过滤海水直接配制,用液量565.2 m~3,加入支撑剂39.69 m~3,支撑剂质量浓度最高为491 kg/m~3。说明该高温海水基压裂液综合性能达到了现场应用的要求。     

压裂用有机硼交联剂GCY-1的研究

针对川西中、低温储层缺乏自主研发的压裂液交联剂的现状,在对比国内外压裂液交联剂的优缺点和适用范围的基础上,选择合成了有机硼交联剂。通过对合成条件的考察,得到了有机硼交联剂的最佳合成工艺：溶剂为水与乙二醇复配,配位体为葡萄糖与乙二醇复配,加量为20%;催化剂为NaOH,反应温度为70℃,反应时间为2.5h,硼砂∶葡萄糖=4x∶y。合成的有机硼交联剂交联时间在30s～3min可调,形成的压裂液冻胶在80℃、65℃和45℃,170s-1条件下剪切120min,粘度均大于80mPa·s;能彻底破胶,破胶液粘度≤5mPa·s。该交联剂适合川西中、低温储层压裂改造的需要。     

抗高温加重压裂液的研究与应用

在塔河油田压裂施工服务中,所遇到的储层埋藏深、压力高、温度高,假如用常规压裂液体系会导致地面施工压力接近或超过压裂机组及地面高压管汇、井口等的额定工作压力。为此研究开发了加重压裂液体系,通过增加井筒液柱压力的方法来降低压裂过程中的地面施工压力。研究发现,加重剂加入使交联时间延长,降低了体系n值同时增大了K值,而且使压裂液破胶困难。加重压裂液在现场应用16井次,最大井深6 830 m,最高井温168.3℃,实践证明该压裂液具有耐高温耐剪切、低摩阻的特点。