RP120可回收压裂液体系研究与现场试验

针对油田作业现场压裂返排液处理难题,室内开发了一种可由破胶液重复配制压裂液的稠化剂PM,并形成RP120可回收压裂液体系。该稠化剂在水中溶解迅速,可以实现连续混配施工,利用该稠化剂与清水及该破胶液配制的压裂液在105℃、170 s~(-1)下剪切60 min后的黏度均高于80 mPa·s,破胶剂用量为0.003%~0.005%,残渣含量12.5 mg/L,黏土防膨率72.5%,破胶液表面张力22.3 mN/m。现场收集使用的返排液占施工总液量的15.4%,达到了RP120可回收压裂液返排液重复利用的预期试验效果,减轻了返排液处理的环保压力,为"清洁化生产"提供了技术支持。     

可重复使用压裂液体系开发与试验

根据压裂液重复使用技术原理,开发出了可重复使用压裂液体系。通过改变传统改性瓜胶压裂液体系的交联和破胶思路,实现了改性瓜胶压裂液体系的多次回收利用,形成了适用于不同地层温度,性能良好的可重复使用压裂液体系。在HC001-51井组进行了现场试用! 施工效果较好,且现场回收工艺简单方便,易于操作。同时减少现场残液排放,利于保护环境,做到了资源的充分利用,特别适用于丛式井组,可节省运输费用和降低运输风险,具有明显的经济效益和社会效益。     

EM50可回收压裂液体系的研制及其在苏里格气田应用

合成了一种具有表活性特征的多效高分子聚合物,进而研制开发出一种新型的可回收压裂液体系,通过实时调整主剂使用浓度,实现了降阻水、低黏液及携砂液的功能。室内实验结果表明,该压裂液体系具有低摩阻、可回收、易返排,易破胶,携砂性能好,且可以满足连续混配、污水配液等优点。截至2014年年底已成功应用于苏里格气田工厂化作业78口直井,取得了较好的改造效果。该研究解决了长庆气田"工厂化"作业返排液重复利用技术难题,有效缓解了环保压力,同时极大地节约了配液用水和化工料的用量。     

可快速回用的防冻压裂液体系研究及应用

针对苏里格气田压裂液返排液处理速度低且成本高,特别是在冬季施工中因温度低引起的液体性能不稳定和回收利用困难,造成整体回收利用率低的问题,通过对聚合物压裂液体系添加高价阳离子屏蔽剂,提高体系耐盐性能,使现场返排液仅需要简单快速的过滤处理即可满足水质要求;同时对易受低温影响的液体添加剂加入防冻剂,将冰点降至-10℃以下,抑...     

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。     

压裂液回收再利用技术综述

对压裂液回收再利用技术进行了综述。介绍了西南油气田公司、川庆钻探工程有限公司、长庆油田分公司、青海油田钻采工艺研究院、西安石油大学对压裂液回收再利用技术的研发情况。该技术充分利用压裂返排液中的有效成分,节约配液用水和化学剂的用量,减少施工废液外排,对节能减排、保护环境具有重要意义。     

高效驱油压裂液的开发与应用

针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题,将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合,研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系,该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料,是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物,降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 000 mg/L,具有良好的携砂、减阻性能,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用,产后单井产量是相邻井产量的2倍,返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液,末端返排液经处理可用于驱油,变废为宝,实现压裂液"零排放、零污染",大幅度降低了压裂液的环境污染,为压裂液"不落地"技术提供了保障。      

热压裂液技术研究及应用

辽河油田的高凝油产量占油田总量的60％以上。由于高凝油的凝固点、含蜡量、胶质沥青质含量高，在油层改造过程中压裂液对储层产生的冷伤害，使蜡，胶质沥青质不断从原油中析出，沉积在油流孔道中，造成出油孔道被堵塞，严重影响压裂增产效果，研制应用了热压裂液工艺技术，使压裂液入井温度高于原油析蜡温度，降低了压裂液对地层产生的冷伤害，通过试验优选出了热压降低了压了压裂液对地层产生的冷伤害，通过试验优选出了热压裂液配方。基液：（1．4％－1．8％），浓缩液体瓜胶＋0．2％FR－CL／LH－Ⅰ破乳助排剂＋0．05％FR－BA／LH－Ⅰ杀菌剂＋0．05％CO－DFO／LH-Ⅱ消泡剂＋（0．02％－0．03％）NaOH；交联液；（10％－15％）高温延迟交联剂＋（1％－2％）胶囊破胶剂；交剂比为100：（2－3）。经在稠油区块16口井应用表明，热压裂液工艺技术对高凝油油物压裂效果较好，平均单井增原油12．75t/d，聚得了很的经济效益。     

自缔合压裂液优选及应用

为了解决现场压裂施工周期长、配液程序繁琐以及规模大、成本高等问题,文中对比了不同生产厂家的自缔合稠化剂,通过溶胀时间、基液黏度、耐盐性及耐温性实验,优选出了一种自缔合稠化剂,并配套黏土稳定剂、助排剂,形成了一种自缔合压裂液体系,且对其性能进行了评价.结果 表明:当温度110℃、连续剪切60 min、黏度94 mPa·s...     

魔芋胶压裂液研究及应用

通过室内实验研究发现魔芋胶压裂液具有溶液粘度高、残渣含量少、易破胶、低滤失、易返排等特点，中低温条件下表现出了良好的综合性能，魔芋胶作为压裂液稠化剂比其它植物胶稠化剂在种植加工以及基本性能方面都有很多优点，有利于在油田推广应用。     

清洁压裂液研究进展及应用现状

阐述了清洁压裂液的作用机理,其中包括黏弹性机理、破胶机理、抗剪切机理、携砂原理、"零伤害"机理等;介绍了国内外应用情况;总结了清洁压裂液的优缺点。     

有机硼压裂液研制及应用

介绍一种有机硼压裂液，着重对其冻胶的主要性能进行综合性描述，总结了冻胶的形成特点，并对现场应用情况进行简介，实验结果表明，本类型有机硼压裂液能满足７０～１５０℃油层压裂改造的需要。     

二氧化碳压裂液研究及应用现状

二氧化碳压裂液包含二氧化碳泡沫压裂液和二氧化碳干法压裂液。对于广大低渗、低压、强水敏和水锁性油气藏,二氧化碳压裂液具有伤害小、破胶彻底、返排迅速等优点,展现出良好的应用前景。但与国外相比,国内相关研究起步较晚,并且由于二氧化碳泡沫压裂液具有酸性交联和两相流的特殊性,液态二氧化碳存在粘度太低的缺陷,造成目前国内二氧化碳压裂液体系还不够成熟。因此,认真总结国内外二氧化碳压裂液的研究及应用现状,对于指导今后二氧化碳压裂液的研究方向具有重要意义。     

新型泡沫压裂液研究及应用

针对川西中浅层低温低压低渗及难动用地层面临的压后返排困难、储层伤害大的问题,通过开展降低地层污染、补充地层能量、提高液体返排速度的技术研究--延迟自生热压裂技术,取得了良好的应用效果。该技术利用生热剂体系混合发生化学反应,放出热量和大量的惰性气体,在地层中形成泡沫压裂液,产生自动升温、增压助排、降滤失的作用,相对早期自生热类泡沫压裂液,具有泡沫体积大、稳泡时间长、泡沫携液能力强、析液少、低腐蚀等优点。结合现场试验认为,自生热压裂技术是一种能提高压裂液返排率,减小地层污染,改善储层渗流能力,增加压后产能的高效经济开发手段。     

CO_2酸性冻胶压裂液的开发与应用

通过分析常规压裂液冻胶的交联机理和所需环境表明,只有开发应用新的酸性交联剂才能形成酸性冻胶压裂液.主要介绍了SCM酸性交联剂的交联机理和酸性冻胶泡沫压裂液的配方研究、性能评价以及现场试验等情况.结果表明,采用酸性冻胶压裂可有效减少地层伤害,提高砂比.     

胜利油田开发和应用的水基压裂液及其添加剂

本文综述了胜利油田开发和应用的各种压裂液及其添加剂并作了分析讨论。     

可酸化解堵的压裂液组成

可酸化解堵的压裂液组成压裂液组成：πＣＴ１５～３０％（质量）,碱金属重铬酸盐３～６％,醇（甲醇,乙醇,乙二醇,双甘醇,丙三醇）２０～４０％,其余为水。配好的压裂液为凝胶态,性能：初始粘度７．８～２６．ｓｍＰ。·ｓ,６５℃下凝胶粘度为１２４２００～７０...     

热污水压裂液技术研究及应用

低渗透高凝油藏压裂开采的一个难点是冷伤害,热压裂液技术是一项有效的技术措施。热污水压裂液技术是一项简便可行的技术,其具有成本低廉,配置方便,与地层配伍性强等特点。但是,油田回注污水含有固体杂质、油及细菌易对储层造成伤害,且矿化度高、pH值低、含有大量的二价金属离子易造成交联性能差,与压裂添加剂配伍性差等特点。本文从分析油田回注污水的性质出发,分析了热污水配置压裂液的难点,提出了解决思路并通过试验优化出了热污水压裂液的最佳配方.用试验的方法对热污水压裂液体系的性能进行了测试,试验结果显示交联耐温性能、破胶性能均满足压裂施工需求,伤害性能与清水压裂液相近,最后进行了现场应用获得了成功。本研究为低渗透高凝油的压裂开采提供了一套切实可行的方法。     

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。     

可变黏多功能压裂液体系及应用

针对中深层页岩气井常规压裂液加砂泵压高、米加砂量低,裂缝性储层易砂堵,变黏工序复杂、时效性差等困难,采用靶向聚合手段研发了一种多功能降阻剂,通过改变降阻剂浓度,实现滑溜水、线性胶、交联液(加入交联剂)在线自由转换,对其性能实验评价。相同黏度下,可变黏多功能压裂液降阻率较常规滑溜水提高7%,携砂距离提高30%,损害率为常规的47.2%;其交联液在180℃下仍具有良好的携砂性能,深层页岩气井中应用,相同情况下,泵压较常规压裂液降低约10 MPa,最高米加砂量5.56 t,最高砂浓度260 kg/m~3,创下深层页岩气井加砂记录;推广应用65口井,平均单井测试日产气量为31.6×10~4m~3,可变粘多功能压裂液为经济高效开发中深层页岩气井提供了液体技术支撑。