滑溜水–胶液一体化压裂液研究与应用

滑溜水黏度较低,不能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求,限制了非常规储层大型压裂效率的提高。为此,以丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和单体A为原料,采用反相乳液聚合法合成了一种耐高温、速溶型聚合物降阻剂SFFRE-1。通过研发与降阻剂SFFRE-1配伍性好的高效助排剂和优选黏土稳定剂,形成了滑溜水–胶液一体化压裂液。该压裂液耐温160 ℃,通过调整降阻剂SFFRE-1的加量,其黏度在1～120 mPa·s可调,在压裂施工过程中能够实现滑溜水和胶液在线混配及即时切换的要求。该压裂液在四川盆地的页岩气井和胜利油田的致密油井进行了应用,压裂过程中压裂液表现出良好的降阻和携砂性能,降阻率最高达到86%,砂比最高达到43%。研究和现场应用表明,滑溜水–胶液一体化压裂液能够满足非常规储层大型压裂施工需求。      

耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

为满足海上高温低渗油田压裂施工的需求,以丙烯酰胺、丙烯酸、N-乙烯基吡咯烷酮和长链季铵盐阳离子单体为原料,制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2,并以此为主要处理剂,研制了一套适合海上高温低渗油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系。该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能,在160℃,170 s-1的剪切速率下实验120 min后,体系黏度仍能保持在100 mPa·s以上;压裂液基液具有良好的耐盐性能,使用105000 mg/L的模拟水配制的基液黏度较高。此外,该压裂液体系还具有较好的滤失性能、悬砂性能和破胶性能,并且破胶液对储层天然岩心基质渗透率的伤害率小于10%,具有较好的低伤害特性,能够满足海上油田压裂施工的要求。现场应用结果表明,海水基压裂液配制过程简单,性能稳定,X-11井压裂施工过程顺利,压后日产油量18.3 t,取得了良好的压裂施工效果。     

可回收聚合物压裂液体系及其性能研究

为建立压裂返排液的重复利用技术,以聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)、助排剂(氟碳表面活性剂)、黏土稳定剂(小分子阳离子聚合物)和有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系,比较了用清水和破胶液(模拟现场返排液)配制的压裂液的各项性能。结果表明,部分水解聚丙烯酰胺在水中溶解迅速,可以满足现场连续混配施工;用清水配制的压裂液耐温(105℃)耐剪切性和剪切恢复性较好,常温下的黏度损失率为57%;压裂液弹性良好;同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%;压裂液在95℃下可彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,残渣含量为11.7 mg/L,对岩心基质渗透率的损害率为10.94%。在破胶液中添加0.12%稳定剂即可作为配液水重复利用,破胶液配制压裂液的各项性能与清水配制压裂液的相当,可以满足现场压裂施工的需求。     

驱油型可回收清洁压裂液的研制与应用

针对在压裂施工中大量使用的胍胶液体系存在回收利用工艺复杂、成本高、效率低等问题,制备了以近肽链结构的黏弹性表面活性剂为主要成分的高效驱油清洁压裂液体系,研究了压裂液的耐温耐剪切性、抗盐、破胶及驱油性能,并在陇东油田进行了现场应用。结果表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 g/L,在压裂液中加入有机酸调节剂可降低配液水矿化度对压裂液黏度的影响。压裂液的携砂性能良好,破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液与煤油的界面张力可达10-2数10-3m N/m。该压裂液在油田现场成功应用25井次,单井产量是相临井产量的6倍。压裂液返排液经分离沉降等简单处理后即可再次配制压裂液,末端返排液处理后用于驱油,可在水驱基础上平均提高采收率10.67%,大幅降低压裂液对环境的污染。     

低渗透油田蓄能整体压裂技术研究——以吉林油田外围井区为例

低渗透油田外围井区砂体不连续,井网不完善,注采不见效,常规压裂技术无法显著提高单井产量,针对此问题,开展蓄能整体压裂技术研究。采用室内裂缝规模模拟、裂缝净压力监测分析及压裂液体系室内评价方法,对老区特定井网和储层条件下蓄能整体压裂的裂缝参数、施工排量、用液量及压裂液体系进行优化,排量优化结果为4~10m3/min,配合复合压裂液体系(滑溜水+线性胶+冻胶组合)、多粒径组合支撑剂(粉陶+均陶+小陶)提高压裂改造效果。现场试验表明,前置液阶段滑溜水与清水交替加入,增加裂缝内的净压力,提高微裂缝开启程度;同一井区油井同步压裂,能增加裂缝在一定范围内的相互干扰,提高井区的产量,改善注采关系。试验结果表明,蓄能整体压裂技术能够在控制投入成本的同时提高单井产量,实现老油田外围井区经济有效开发。     

页岩气井用乳液型超分子压裂液制备与应用

为满足页岩气高效化、清洁化生产的需求,采用反相乳液聚合制备乳液状疏水缔合聚合物ASNP,与自制增效剂SD-Z复配形成页岩用乳液型超分子压裂液SMF-1。该体系满足现配现用需求,无需额外添加剂,仅改变加量就能实现滑溜水、线性胶、胶液的自由切换。SMF-1滑溜水体系具有优异的降阻效果,0.08%加量下对清水和返排液的降阻率在70%左右,抗盐能力高达10000 mg/L。SMF-1胶液体系具有良好的耐温抗剪切性能,0.6%的SMF-1胶液在110℃、170 s-1下剪切120 min,黏度始终保持在120 mPa·s以上。SMF-1压裂液属于低黏高弹流体,具有良好的携砂性能,其破胶液黏度低于1.5 mPa·s,残渣含量仅为12.8 mg/L,对岩心伤害率低至11.8%。现场应用切换方便,性能稳定,加砂强度高于同井邻段和邻井同段。      

高温合成聚合物压裂液体系研究

根据高温低渗储层压裂改造对压裂液性能的要求,从聚合物分子结构分析入手,以聚丙烯酰胺、聚丙烯酸、2-丙烯酰胺基,2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,合成新型耐高温聚合物,并对其性能进行了评价。实验结果表明,剪切3 h后,压裂液黏度降低1.4 mPa.s,剪切稳定性良好,并且剪切恢复性较好。随着温度的增加,压裂液交联时间逐渐缩短。该压裂液耐温可达170℃。在60℃时,聚合物压裂液破胶困难,可以通过提高破胶剂加量以提高压裂液破胶效果。聚合物压裂液的残渣率为0.83%,对岩心的伤害率为16.7%,对支撑裂缝导流能力的伤害小于植物胶压裂液。适合高温低渗储层的压裂改造。     

“水质调节-絮凝-O3氧化”工艺处理胍胶压裂返排液 及回用技术

基于对延长油田某油井的胍胶压裂返排液的水质特性分析,采用"水质调节-絮凝-O3氧化"工艺对该压裂返排液进行处理,通过实验探索各工艺参数对处理效果的影响,并考察了处理后返排液回配滑溜水压裂液的性能。先将压裂返排液的pH值调至9.0,然后加入800 mg/L絮凝剂IF-A和1.0 mg/L助凝剂FA-B,再在通臭氧量30 mL/min处理500 mL返排液的情形下通气处理40 min。处理后水质呈无色、清澈透明状,SS含量小于3.00mg/L,Fe离子含量0.5 mg/L以下,黏度降至1.28 mPa·s,细菌含量低。用处理液回配滑溜水压裂液的各项性能与用自来水配制的滑溜水压裂液性能相近,符合DB.61/T 575—2013《压裂用滑溜水体系》标准,满足滑溜水压裂液配制用水要求。图3表2参11     

在线聚合物压裂液的研究与应用

为了解决压裂液废液处理困难和减少压裂液对地层与环境的污染,研制开发出了一种在线聚合物压裂液体系。室内对在线聚合物压裂液的稠化剂、交联剂、黏土稳定剂、助排剂进行了研究与优选,对压裂液的溶胀性能、携砂性能、破胶性能、耐温抗剪切以及对地层的伤害进行了评价,优选出了适合地层温度60~120℃在线聚合物压裂液配方。使用该压裂液在华北油田压裂施工4口井,成功率100%,取得了较好的效果。压裂施工时将低分子聚合物乳液、多效添加剂与过硫酸铵通过计量泵直接打入混砂车内,与混砂车中的水、支撑剂混合就能完成压裂施工,最高砂比可达50%。这种方式直接将配制和施工紧密结合在一起,其优点是:①不用提前配制压裂液,操作简便,施工效率高;②随配随用,使用多少配制多少,不留残液,返排液可用来重新配液,不污染环境;③压裂液体系的pH值呈中性,无残渣,对地层伤害小。      

大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术

针对页岩油水平井采用常规滑溜水压裂时存在用液量大、砂比低、增产效果不理想等问题,通过优选聚合物降阻剂,优化黏土稳定剂、破乳助排剂和过硫酸盐类破胶剂的加量,形成了调节聚合物降阻剂加量即可调控滑溜水压裂液黏度的变黏滑溜水压裂液体系。通过支撑剂导流能力模拟试验,优选了70/140目石英砂和40/70目陶粒的支撑剂组合,经先导性试验,形成了大港油田陆相页岩油滑溜水连续加砂压裂技术。该技术在G页2H井进行了现场试验,有效提高了施工效率和单位液体的携砂量,减少了压裂液用量,形成了较好的缝网体系,提高了储层改造程度,取得了良好的压裂增产效果。现场试验表明,该技术能够满足页岩油水平井滑溜水连续加砂压裂要求,可以为页岩油高效开发提供技术支撑。      

BCG-1深井加重清洁压裂液体系

对于埋藏深、低渗透和温度高的储层进行压裂改造施工时,抗高温硼交联改性瓜胶压裂液体系存在摩阻高、残渣不能消除的问题。在实验室中合成了一种具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子功能单体为主链的聚合物压裂液稠化剂,通过对添加剂进行优选,形成了一种BCG-1加重清洁压裂液体系。室内实验结果表明:BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性,在160℃、170 s-1条件下剪切120 min,压裂液黏度保持在57 mPa·s以上,且该压裂液配方实验重复性好。用自行设计并研制的多功能流动回路摩阻测试仪对BCG-1加重压裂液进行摩阻测试,实验采用8 mm测试管径,测试数据显示,体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性;NaNO₃加重剂对该体系摩阻性能基本无影响;体系破胶性能好,破胶液黏度小于21 mPa·s,残渣含量小于5 mg/L,具备清洁压裂液的特性。      

一种低伤害海水基压裂液体系

为了降低海上油田压裂施工成本,研究海水基压裂液并实现连续混配是一条重要的途径。研究合成了一种适应直接用海水配制的耐盐稠化剂BCG-1S,其抗Ca2+、Mg2+离子能力分别达到4 000和2 000 mg/L。在10℃下0.55%BCG-1S能在10 min内起黏,复配0.3%增黏剂B-55后,4 min内压裂液的性能就达到海洋平台海水连续混配的要求,并具有较好的携砂性能,30℃下单颗粒的沉降速率为0.032 4 mm/s。评价表明,该压裂液的静态携砂性、稳定性能良好、抗温能力达到140℃;破胶彻底,残渣含量小于5 mg/L,破胶液表面张力小于26 m N/m,破胶液对支撑裂缝导流能力的伤害低至8.45%。该稠化剂具有良好的应用前景。     

一种可回收清洁压裂液的研制和应用

在长庆油田体积压裂施工中需要配制大量压裂液,为避免大量消耗水资源,需对压裂液进行回收利用,而长庆区域普遍使用的羟丙基瓜胶体系回收后不能用于携砂,低分子瓜胶压裂液的回收利用工艺复杂。因此研制了一种可回收的清洁压裂液,该压裂液由3% XYCQ-1稠化剂、0.05% XYPJ-2破胶剂及（0.01%~0.10%）XYTJ-1水质调节剂构成。XYCQ-1稠化剂是将蔗糖经微生物培育、发酵而得到的一种微生物多糖稠化剂,在10 s内可使压裂液黏度趋于稳定,增稠快。XYPJ-2破胶剂是一种天然酶和分子改造酶的混合物,由特异水解稠化剂的多糖构成,通过对稠化剂分子结构进行定点突变,促进酶有针对性的反应,形成非天然的新二硫键,从而保证了破胶液的再次成胶反复使用。XYTJ-1水质调节剂与返排液中的Ca2+、Mg2+等高价金属离子可形成溶于水的络合物或螯合物,消除高价离子对成胶的不利影响。实验表明,该压裂液耐温80.0℃,且有较好的悬砂、降阻及助排性能,在常温静置24 h和80℃水浴中静置15 min后基本无沉降,注入排量为64 L/min时降阻率为67%,岩心损害率仅为6.70%。该压裂液在长庆区域油水平井体积改造中应用21口井,施工用液10.46×104 m3,返排液经分离沉砂等简单处理后即可再配压裂液,处理工艺简单,且回收液配制的清洁压裂液携砂性能良好,现场回收利用多达10次,表明该新型清洁可回收压裂液能满足多级压裂施工要求。      

一种新型低密度矿渣固井液

针对漂珠、空心玻璃微珠等减轻剂价格昂贵、使用量大、其浆体与钻井液相容性较差等问题,借鉴钻井液转化为水泥浆（MTC）技术,直接以矿渣作为胶凝材料替代油井水泥配制固井液,并研究了配套的激活剂和缓凝剂。通过大量的室内实验,初步筛选出一种碱金属氢氧化物JHQ和一种碱金属硅酸盐JGY作为激活剂,并最终确定他们的掺量分别为3%和2%,此时固化体3 d的抗压强度可达到12.5 MPa ;体系采用的缓凝剂HNJ主要靠分子中α和β位羟基羧酸基团能与Ca2+有很强的螯合作用,形成高度稳定的五元环或六元环,部分吸附于矿渣颗粒上,阻止水化产物性能,以达到延长工作液稠化时间的目的,浆体稠化时间与缓凝剂HNJ掺量几乎呈线性增长趋势;体系选用具有提高浆体稳定性和控制失水能力的膨润土类悬浮剂GYW-201,并配合使用悬浮稳定作用强的高聚物悬浮剂GYW-301。结果表明,矿渣固井液适用温度为50~90℃,密度在1.30~1.50 g/cm3范围可调,具有成本低、失水量低、沉降稳定性良好、与钻井液相容性好、稠化时间线性可调、低温下强度发展迅速等优点。该体系已应用于江苏油田现场作业,固井质量良好。因此该矿渣固井液可替代低密度水泥浆,用于低压易漏井、长封固段、欠平衡井等固井施工,降低固井成本。      

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

页岩储层增产改造工作液的研究与应用

页岩储层具有脆性高、天然裂缝或层理发育、低孔特征和极低的基质渗透率等特点,四川盆地页岩储层压裂改造主要采用滑溜水或"滑溜水+线性胶"的"大液量+大排量"体积压裂模式。针对页岩储层特点,结合改造工艺要求,形成了低摩阻、低伤害、高防膨率的SD常规滑溜水体系及SD页岩气井压裂用线性胶体系。同时为了提高页岩气开发过程中对水资源的使用效率,减少环境伤害,研发出一套高效抗盐滑溜水体系,实现了对返排液高效回收利用。现场应用表明,SD常规滑溜水及线性胶体系性能稳定,现场配制方便快捷,降阻效果明显,完全满足页岩气体积改造的要求;SD高效抗盐滑溜水体系实现了高矿化度下返排液的重复利用,满足了页岩气经济、环境保护的开发要求。      

煤层气井用压裂液研究及应用

根据煤岩储层的特点,介绍了煤层压裂液添加剂的优选和压裂液的常规分析方法,并推荐了两种压裂液,即活性水压裂液和冻胶压裂液,现场应用表明,活性水压裂液对煤层污染较小,适合较低温度（小于30℃）及压裂工艺所要求裂缝较短的情况,冻胶压皮具有一定的耐剪切性,较好的流变性,滤失性及破胶性等,这两种压裂液加砂量均达到了设计要求,满足了工艺需要,施工成功率达100％,压裂后提高了产气量和产液量。     

地层水压裂液体系研制

为了缓解川西气田地层水大量产出带来的环境保护压力和成本压力,对川西地区地层水的类型、成分以及矿化度深入分析的基础上,分别采用低矿化度地层水和高矿化度地层水配制成功了地层水瓜胶压裂液体系和地层水降阻水体系。地层水瓜胶压裂液体系在45℃下剪切90 min黏度可达100 m Pa·s以上,破胶液表面张力为27.66 m N/m,防膨率为87.5%,伤害率为26.5%;通过优选耐盐降阻剂,配制出一种地层水降阻水体系,其降阻率可达69%~71%。地层水瓜胶压裂液在SF38-2井和SF38-4井成功应用,增产效果明显;地层水降阻水体系在X502井非常规气藏体积压裂施工中得到成功应用。2套地层水压裂液体系性能均与清水压裂液性能相当,具有良好的推广应用前景。     

自升温升压新型压裂液在洛带气田浅层气藏的应用研究

洛带气田浅层气藏属常压、低温，低渗透砂岩储层，储层物性差，敏感性强。为了提高压裂液的破胶性能、降低侵入损害和提高返排效果，进行了新型压裂液—延迟生热压裂液的研究。这种压裂液自动升温增压、自动泡沫化降低密度，具有优良的携砂性能、破胶性能、降滤失性能、助排性能、自喷返排性能和低伤害性能。它兼具泡沫压裂液的技术优点和常规水基压裂液的经济性，在龙72井现场试验中取得显著增产效果，表明它具有广阔的推广应用前景。