影响助排剂表面张力和界面张力的因素浅析

助排剂是压裂液所用添加剂的一种,它可以降低压裂液破胶液的表面张力和界面张力,增加返排能量减少压裂液对地层的伤害。本文通过对四种助排剂的水溶液和破胶水化液的表面张力和界面张力的室内实验检测和分析,阐述了影响助排荆的表面张力和界面张力因素,论证了助排荆的表面张力和界面张力关系,从而为筛选优质助排剂打下了良好的基础,科学的指导了压裂液性能,提高了压后返排率,减少了压裂液对地层的伤害。     

新型破乳-助排剂的研制及其在吉林油田的应用

储层压裂改造是低渗透油气藏增产的重要技术,压裂后使地层中的滤液及时返排能够降低油气流动阻力,增加油气井产量,压裂液的压后返排率的高低直接影响压裂增产效果。目前采用添加破乳剂和助排剂的方法提高返排率。为了降低成本、减少伤害,本文通过对压裂液体系中的破乳剂、助排剂进行优化,筛选出新型破乳-助排剂。采用新型破乳-助排剂,达到一剂两效的作用。现场应用情况表明该技术效果良好。本文分析了破乳剂和助排剂的作用机理,以及新型破乳-助排剂的性能。     

新型疏水缔合聚合物压裂液破胶性能研究

性能良好的压裂液不仅要求具有良好的流变性能和悬砂性能等,还必须具有良好的破胶水化性能,以提高压裂液的返排率,减少对储层的伤害。该研究以过硫酸铵(APS)作为破胶剂,探讨了疏水缔合聚合物压裂液(SRFG)破胶液粘度随破胶温度、破胶时间和破胶剂浓度的变化规律;研究了破胶液的表面张力随破胶温度和破胶剂浓度的变化规律;最后比较了三种不同聚合物压裂液的破胶性能。结果表明:单一使用过硫酸铵,保持其浓度0.05%和破胶时间0.5~2h不变,SRFG压裂液最低破胶温度为60℃;随着过硫酸铵浓度和破胶温度增加,破胶变得更加彻底,更有利于降低破胶液表面张力;SRFG压裂液与市售A和B聚合物压裂液的破胶性能相当,SRFG压裂液返排效果优于A、B聚合物压裂液。     

低压碳酸盐岩气藏泡沫助排剂的研究与应用

针对鄂尔多斯盆地大牛地气田碳酸盐岩气藏低渗、低压,缝洞发育以及酸压后残酸返排率低、周期长等问题,室内开发了高效泡沫助排剂,在残酸中泡沫质量达75％以上,半衰期大于7．0min,且与其它酸液添加剂有显著的协同作用,可使残酸体系的表面张力降为21．5mN／m以下,减小残酸在储层中的渗流阻力。现场1口井两个层试验表明,助排效果比较好。     

深层水敏性低压气藏压裂工艺技术探讨

本文主要以D1井为例,探讨研究解决深层水敏性低压气藏在储层改造中出现的压裂液返排率低、易对储层造成伤害的问题。通过对D1井储层评价,确定其储层特征为低孔、低渗、储层水敏性强、压力系数低。针对该储层特点,集成应用了全程乳化+低浓度羧甲基压裂液、液氮伴注增能助排压裂技术和大规模压裂技术,不仅降低了储层伤害,而且增加了储层能量,提高了压裂液返排,为进一步探索深层水敏性低压气藏压裂工艺技术积累了经验。     

适用于页岩气开发的高效滑溜水压裂液体系研究

为满足页岩气储层体积压裂对大排量、大液量的要求,需采用滑溜水压裂液体系进行压裂施工。通过大量室内试验,优选出了性能优良的压裂液添加剂,包括减阻剂CY-1、防膨剂CRJ-2和助排剂CPJ-1,并通过浓度优选以及性能评价等试验,建立了一套适合页岩气储层开发的高效滑溜水压裂液体系,具体配方(w)为:0.1%减阻剂CY-1+1.5%防膨剂CRJ-2+0.5%助排剂CPJ-1。对优选的高效滑溜水压裂液体系进行了性能评价,结果表明:该压裂液体系属于假塑性流体,具有良好的流变性能;其降摩阻性能明显优于常规胍胶压裂液体系,具有低摩阻特点;并且压裂液体系对储层段天然岩心的渗透率伤害率仅为5%左右,具有低伤害的特性,能够满足目标区块页岩气储层压裂施工对压裂液性能的要求。     

浅谈压裂原胶液的质量控制

压裂液主要由各种化学剂组成,包括稠化剂、交联剂、pH值调节剂、破胶剂、粘土稳定剂、杀菌剂、破乳剂和助排剂等。影响压裂液性能的因素很多,不仅包括压裂液添加剂的类型和用量,同时还受配液条件如温度和剪切条件的影响,由于现场施工条件、配液条件的改变,使现场的压裂液性能与实验室内的研究存在较大的差异,如果解决不好,将直接影响压裂的成功与否,甚至严重影响油气的产量。     

高效发泡助排剂JX-YL性能评价与应用

本文对压裂用高效发泡助排剂JX-YL的性能进行了室内评价,介绍了JX-YL高效发泡助排剂的作用原理及现场应用情况。室内与现场试验结果表明:JX-YL高效发泡助排剂具有返排快、溶蜡降粘、助排的优点,能有效降低压裂液对地层的伤害,适用于原油的蜡质和胶质含量高、压力系数低的区块的压裂改造。     

压裂液返排液对页岩储层裂缝的损害实验评价

页岩气井经过大规模体积压裂施工后会有大量的压裂液返排液滞留在储层裂缝中,这会对页岩储层造成一定的损害。因此,选择涪陵地区某页岩气井压裂液返排液和储层页岩为研究对象,开展了压裂液返排液对页岩储层裂缝的损害实验评价,并分析了其损害机理。结果表明：页岩储层岩心经过压裂液返排液污染后,渗透率明显下降,使用线性胶和滑溜水压裂液返排液污染并烘干后的岩心渗透率损害率分别在31.30%～84.59%和13.97%～61.69%之间,滑溜水压裂液返排液的损害程度稍微弱些。岩心驱替前后压裂液返排液中的固相颗粒粒径分布发生了明显变化,有大量固相颗粒在驱替过程中堵塞在了岩心孔隙和裂缝中。使用线性胶和滑溜水压裂液返排液污染后的页岩导流板导流能力值显著下降,导流板烘干后的导流能力相比初始阶段下降幅度分别为61.48%和31.32%,说明压裂液返排液对页岩储层裂缝造成了严重的损害。建议通过优化压裂液体系性能和建立合理的返排制度来降低压裂液返排液对页岩储层裂缝的损害程度。     

油田酸化用助排剂ZP-101的评价及现场应用

通过表面活性剂复配研究,得到了油田酸化用助排剂ZP-101。结果表明,助排剂ZP-101具有很高的表面化学活性,在模拟酸液中,当其浓度为0.30%(300mg/L)时,表面张力从69.65 m N/m降到24.42m N/m,界面张力从22.60 m N/m降到0.23 m N/m,酸液的接触角增加了34.2℃;在150℃下恒温6h,ZP-101仍能保持较高的活性,与酸液其他添加剂配伍性良好。酸液的表面张力降低,接触角增加均有利于酸液的返排,助排率测试结果表明,在助排剂ZP-101质量浓度为0.50%时,助排率高达92.6%。现场实验表明,助排剂ZP-101能明显改善油井残酸的返排效果,与先前使用的助排剂相比,初期返排率提高了15%。     

压裂液中表面活性剂的应用

表面活性剂压裂液因其不添加交联剂、破胶剂和其他化学添加剂的特性且具有低黏度、良好的返排能力、对储层的伤害小等优点,近年来备受国内外研究者的广泛关注。在选用压裂液表面活性剂时应该选择低成本、制作简单且污染少的表面活性剂体系,所以,简单的制作工艺且减少成本是研制表面活性剂压裂液的主要发展方向。本文通过全面了解现有的表面活性剂作为添加剂在压裂液中的应用,根据现有的成果,建议进一步研究不同种类的表面活性剂对压裂液性能的改变以及评价,以应对不同的地质情况。     

可重复利用合成聚合物压裂液体系的室内研究

为解决油田大量压裂液返排液再处理困难,费用高的难题,本文主要进行了聚合物室内合成配方优化和二次利用的压裂液性能评价两方面的研究。通过对压裂液二次利用过程中稠化剂、交联剂、破胶剂的优选,得到的压裂液体系在100℃、170S-1条件下剪切120 min后,二次利用时的黏度稳定在130 mPa·s左右,破胶液表面张力为24.23 mN/m,达到了压裂液行业标准及现场施工要求,为油田大量压裂液返排液再利用提供了室内实验基础,对实现油田压裂液可循环利用有重大意义。     

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。     

FLICK减阻剂低温低伤害滑溜水研究与现场应用

EYY1HF井是位于黄陵背斜的一口评价井,试气目的层为寒武系水井沱组一段,地层压力系数1.0～1.1,目的层温度55℃,属于常压低温页岩气井。在压裂改造过程中要求滑溜水中高分子聚合物在储层温度下可降解,压后具有较低的表面张力及较少的残渣,利于压后返排,减少储层伤害;此外,要求滑溜水黏度可调,可实现"变黏"压裂,提高裂缝复杂性。针对上述要求,开展了减阻剂、助排剂、黏土稳定剂及聚合物降解剂等添加剂研究及性能评价,通过配伍性实验及综合性能评价形成了FLICK减阻剂低温低伤害滑溜水体系。该体系减阻率70%,表面张力28 mN/m,毛细管吸收时间(CST)比值1.5,膨胀体积3 mL,在20℃条件下降解液黏度2 mPa·s,降解后分子量10 000,应用结果表明,该体系可以满足常压低温页岩气藏体积压裂的需求。     

无机硼高温延时压裂液在苏里格气田的应用

针对目前有机硼交联剂导致的破胶剂用量大,破胶后残渣含量高,破胶液黏度高,不利于压裂液的破胶返排等现状,从提高无机硼交联剂耐温性能方面着手,开发出能耐高温的无机硼交联剂JLW-1以及与之配伍性良好的粘土稳定剂COP-2和抗温剂TA-2等添加剂,最后形成无机硼高温延时压裂液体系,用于低压低渗透气藏的储层改造.通过实验室性能评价以及现场应用可以说明,该压裂液体系破胶后残渣含量少,破胶液黏度低,有利于压裂液的破胶返排,对储层伤害小,而且具有很好的流变性、破胶性,可满足不同规模的压裂施工要求.     

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。     

压裂液各因素对污水处理的影响研究

压裂技术在油田开发中增产作用十分明显,在油田开发中普遍采用。但该技术的应用使未返出的压裂液随着采出液进入污水处理系统,严重影响了污水的处理效果。为此,使用不同ρ(胍胶)、ρ(助排剂)、ρ(防膨剂)的模拟污水,以PAC为絮凝剂,研究分析了压裂液中各成分对于污水絮凝的影响机理、影响程度和规律。影响程度次序:助排剂稠化剂胍胶防膨剂。助排剂影响程度最大,ρ(助排剂)=50mg/L时就严重影响絮凝效果。稠化剂胍胶能增大水中含油量,也是水中悬浮物的重要来源。     

微裂缝中压裂液返排的数学模型研究

为优化致密储层压后焖井效果,需要对压裂储层选择不同的压后焖井方式。根据压后返排的物理过程以及对地层微裂缝演化损伤,建立压裂液返排模型。国内外学者之前所做的研究大多只是介于宏观裂缝的返排率研究,而本文为优化返排率计算模型,提出了在地层微裂缝中返排过程中的压裂液返排率的计算模型。通过微裂缝中返排模型,可计算出微裂缝中压裂液返排率。然后通过计算、分析某油田A、B区块在不同焖井方式下的压裂液返排率,并依据其变化规律,选择不同储层适合的不同焖井方式,为致密储层压后焖井方式的选择提供新方法。     

压裂液中表面活性剂的应用

表面活性剂压裂液因其不添加交联剂、破胶剂和其他化学添加剂的特性,且具有低黏度、良好的返排能力、对储层的伤害小等优点,近年来备受国内外的广泛关注。在选用压裂液表面活性剂时应该选择低成本、制作简单且污染少的表面活性剂体系,所以简单的制作工艺且减少成本是研制表面活性剂压裂液的主要发展方向。通过全面了解现有的表面活性剂作为添加剂在压裂液中的应用,根据现有的成果,还需进一步研究不同种类的表面活性剂对压裂液性能的改变,以应对不同的地质情况。     

苏里格气田苏54区块气井控水配套技术研究

苏里格气田气井产液主要有7种类型:返排工作液、凝析水、储层内层窜水、原生层内水、次生层内水、套管外水窜、边水。在单井施工过程中,不同的工序采用不同的控水配套技术可以有效的防止气井产液。主要得气井控水技术有:井位井型优选、阵列感应测井识别气水层、物理下沉剂控水、气举阀助排压裂液。