共查询到20条相似文献,搜索用时 93 毫秒
1.
2.
新疆油田乌夏断裂带压裂液返胶原因与对策——以凤城1井为例 总被引:1,自引:0,他引:1
以凤城1井为例,针对新疆油田乌夏断裂带风南断壁佳木河组断层在压裂作业中出现的压裂液返胶现象进行了分析,并提出了解决方案。对乌夏断裂带佳木河组断层储层岩石中所含矿物进行分析发现,硼、钛、锆等金属离子含量过高是造成压裂液破胶不彻底及返胶现象的主要原因,并由此提出了采用非植物胶压裂液体系及生物酶与过硫酸盐复配的压裂液破胶体系的解决方案。 相似文献
3.
4.
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
5.
6.
油田水力压裂过程中,应用压裂液的作用,使储层形成人工裂缝,并使用支撑剂将裂缝支撑,使其成为永久性的裂缝。常规的压裂液体系会对储层造成污染,为了降低压裂施工对储层的伤害,研究低伤害的压裂液体系,分析在吉林油田的应用效果,促进油田水力压裂技术的进步。 相似文献
7.
何定凯 《精细石油化工进展》2014,(4):11-13
针对乾安油田储层特点,室内进行了羧甲基香豆胶压裂液高温性能评价。实验结果表明,羧甲基香豆胶压裂液具有耐高温耐剪切、良好的携砂性能和防膨效果、低表面张力和界面张力的特点。该压裂液在乾安油田油井压裂现场应用,压裂施工取得成功,压后获得较好的增产效果。 相似文献
8.
压裂改造是低渗透油藏油井增产和提高原油采收率的重要措施。压裂效果的好坏与压裂液的性能息息相关,目前国内常用的田菁胶与改性田菁胶压裂液残渣含量较高,对地层伤害较大。本文提出一种优于田菁胶类的新型压裂液——SC-1型植物胶压裂液,它具有耐温性能好、携砂能力强、滤失低、破胶化水彻底、残渣含量低、对地层伤害小等特点,适合于地层温度为80℃~140℃的油层进行压裂改造,该压裂液已在现场应用一百余井次,取得了较好的经济效益。 相似文献
9.
10.
针对重庆合川区块气井压裂中常规氧化破胶剂如过硫酸铵(APS)存在的化学污染、破胶不彻底、返胶等问题,对生物酶破胶剂对该体系的破胶效果及适用性进行了研究.结果表明,生物酶破胶剂与该压裂液体系存在一定的配伍禁忌,但是通过添加0.06%酶保护剂,用30mg/L生物酶+20mg/LAPS或50 mg/L或90mg/L生物酶作破胶剂,体系均可彻底破胶,无返胶现象;使用1号瓜胶作稠化剂时残渣含量小于240 mg/L,分子量较小(在1000~4000Da之间),完全满足施工要求.现场以生物酶与APS复配方式破胶的2口井压裂液返排率达63%以上,施工产能效果良好,压裂施工后测试产气分别为1.51×104 m3/d和3.19×104 m3/d. 相似文献
11.
12.
13.
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
14.
水力压裂是低渗透油气藏开发增产的关键技术,但由于滤液的浸入、压裂液破胶不彻底、压裂液不溶物的滞留等因素,降低了压裂增产效果。低伤害BCG压裂液体系,通过疏水缔合效应作用,在溶液中形成一种超分
子聚集体的结构流体,在不交联的条件下,达到压裂施工的携砂要求;并能够降低常规压裂液的不利因素,同时对储层伤害较低。室内性能评价表明,在温度为160°C时,BCG压裂液具有良好的抗温抗剪切性能,能够满足深井压裂需要。压裂液防膨性能较好,防膨率可达93.6%,与低渗透储层之间的配伍性好;BCG压裂液破胶彻底、无残渣,避免了残渣对地层的损害,降低了其对岩心基质渗透率和支撑裂缝导流能力的伤害,减少堵塞油层的几率。可见,具有水缔合作用的压裂液不仅满足了现场施工对压裂液的要求,同时降低了对储层的伤害,为塔里木油田高效开
发提供了新的途径。 相似文献
15.
聚合物压裂液冻胶体系在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁留下残渣造成储层伤害,降低聚合物浓度可以减轻这种伤害,但又会遇到冻胶体系黏弹性降低支撑剂沉降的问题,因此,研究优选满足携砂要求的低浓度聚合物压裂液体系具有实际意义.用实验方法研究了低浓度聚合物压裂液的增稠剂、交联剂及破胶剂.并评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能、流变性能、携砂性能、破胶性能、低伤害性能、防膨性能和滤失性能.实验结果表明,低浓度聚合物压裂液的浓度为常规聚合物压裂液浓度一半时即可满足压裂时的携砂要求,抗温抗剪切性能优于清洁压裂液和常规聚合物压裂液,并且破胶后的残渣量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种较为环保的低伤害压裂液. 相似文献
16.
《石油化工应用》2015,(8)
油井重复压裂是低渗透油田保持稳产的一项重要工作。由于常规水力压裂规模小,压裂液返排效率低,导致油井重复压裂增产潜力有限。混合水重复压裂技术是在常规水力压裂的基础上,利用"滑溜水+基液+交联液"代替普通胍胶压裂液,用陶粒代替普通石英砂,通过油溶性控缝暂堵剂堵塞原压裂缝,再采用高排量、大液量、大砂量、低砂比对原射孔段进行二次压裂。通过姬塬地区长8油藏16口井混合水重复压裂实验证明,由于解决了常规水力压裂规模小和返排率的问题,油井增产效果达到了常规水力压裂的3倍;选井时,需优先选择油层厚度大、储层物性好、压力保持水平高、注水长期不见效的井网侧向井,尽量避免混合水重复压裂规模大导致与注水井沟通水淹。 相似文献
17.
18.
针对鄂南地区难动用致密砂岩油藏水平井分段压裂液破胶困难、裂缝形态复杂等技术难点,研究了适合不同温度储层的压裂液体系。20~25℃储层段主要应用BAT生物酶破胶剂和过硫酸铵破胶剂(APS)进行复配的压裂液体系,26~40℃储层段主要应用低温激活剂和APS进行复配的压裂液体系。现场应用表明,优化后的压裂液体系破胶效果大幅提升,较好地解决了返排液破胶不彻底的问题。该技术的成功应用,实现了鄂南地区压裂液体系的技术突破,形成了适合该地区中浅储层的低温压裂液技术体系。 相似文献
19.
20.
大庆油田低渗透储层水力压裂已经成为增产改造的主体技术,但应用过程中存在压裂废液处理环保压力大、成本高,压裂后不及时返排会对储层造成伤害,影响增注效果等问题。为此,通过技术攻关成功研制了不返排清洁环保压裂液,该压裂液具有低成本、低伤害、油井零外排、水井不返排的技术优势。该技术在大庆油田低渗透储层累计应用154口井,施工成功率100%,其中,88口油井累计增油3.8×10~4 t,66口水井累计增注51.2×10~4 m~3,减少外排压裂液3.2×10~4 m~3,达到了"零污染、零排放"的要求。 相似文献