滑溜水压裂液中减阻剂的制备及特性研究

采用反相微乳液法制备了一种用于滑溜水压裂液中的水溶性减阻剂,对减阻剂的粒径大小分布、重均分子量、降阻率和悬砂能力进行了测试。结果表明,减阻剂粒径小,分布窄,分子量高[Mw=(2.08±0.65)×107g/mol],具备高分子减阻的特性;向清水中加入0.05%的减阻率,减阻率可达55%,并且具有一定的携砂能力。因此,该减阻剂的应用能很好的降低压裂施工摩阻、减小泵功、适当提高砂比,有助于非常规低渗储层的开采。     

EM30降阻剂滑溜水压裂液在水平井中的应用

通过添加了EM30降阻剂的滑溜水压裂液在水平井中进行现场试验,表明滑溜水压裂液在水平井施工中摩阻减阻效果突出,携砂效果显著,无论是射孔液还是压裂液都能反复回收利用,起到了减少储层伤害,缩短施工周期,降低生产成本的作用。     

滑溜水压裂液用聚合物减阻剂性能研究

摘要：采用反相乳液聚合法制备了一种用于滑溜水压裂液的水溶性减阻剂（WDRA-M）,分子链中由于引入自制长链疏水单体（甲基丙烯酸长链酯,WLHM）提高了WDRA-M分子链的柔顺性。通过激光散射仪、滑溜水摩阻测试仪和动态流变仪分别对WDRA-M的粒径大小及分布、减阻性能和流变性能进行了测试。结果表明：WDRA-M粒径76.95nm,PDI为0.108,粒径呈现单峰分布,且分布均匀。WDRA-M的最佳添加量为0.7g/L,减阻率可达62%。流变实验表明,WDRA-M为非牛顿流体;储能模量G''（0.783 Pa）大于损耗模量G''（0.354 Pa）,表现出较强的弹性行为,能够减小与管道之间的摩阻;在25℃、剪切速率为170s-1的条件下,剪切30 min,表观黏度由43.46 mPa•s降为38.66 mPa•s,表观黏度保留率89.0%,表明WDRA-M具有较好的耐剪切性能。现场应用结果表明,在3.5m3/min下,WDRA-M减阻率比胍胶高42.5%,比国外同类产品高12.5%。     

一种新型滑溜水压裂液降阻剂合成与应用研究

减阻剂是滑溜水压裂液的核心添加剂,采用反相乳液聚合法合成了一种新型降阻剂,并以其为主剂,配制了一种滑溜水压裂液体系。考察了降阻剂的各项性能和滑溜水压裂液体系对岩心渗透伤害和裂缝导流能力伤害性能。试验结果表明:降阻剂具有较好降阻性能和携砂性能;该降阻剂配制的滑溜水压裂液对岩心渗透伤害率低、对支撑剂导流能力的伤害率低,对支撑剂导流能力的伤害恢复率达到95.8%;该降阻剂配制的滑溜水压裂液具有低摩阻和高弹性的特点,可以实施大液量、大排量、大砂量的施工。     

滑溜水压裂液用聚合物减阻剂性能

用反相乳液聚合法制备了一种用于滑溜水压裂液的水溶性减阻剂(WDRA-M),分子链中由于引入自制长链疏水单体(丙烯酸长链酯,WLHM)提高了WDRA-M分子链的柔顺性。通过激光散射仪、滑溜水摩阻测试仪和动态流变仪分别对WDRA-M的粒径大小及分布、减阻性能和流变性能进行了测试。结果表明:WDRA-M粒径为76.95 nm,PDI为0.108,粒径呈单峰分布,且分布均匀。WDRA-M的最佳质量浓度为0.7 g/L,减阻率达62%。流变实验结果表明:WDRA-M为非牛顿流体,储能模量G'(0.783 Pa)大于损耗模量G″(0.354 Pa),具有较强的弹性,能够减小滑溜水压裂液与管道之间的摩阻;在25℃、剪切速率为170 s-1的条件下,剪切30 min,表观黏度由43.46 m Pa·s降为38.66 m Pa·s,表观黏度保留率达89.0%,表明WDRA-M具有较好的耐剪切性能。现场应用结果表明:在3.5 m3/min压裂液排量下,WDRA-M减阻率比胍胶高42.5%,比国外同类产品高12.5%。     

适应于高碳酸盐岩页岩气藏酸性滑溜水研究与应用

EYY2HF井储层具有白云石含量高(平均质量分数为54%)、水平应力差大(11.78～13.06 MPa),天然裂缝较发育等特点。采用常规的酸液+滑溜水组合压裂模式,易造成近井筒裂缝复杂,不利于远端裂缝转向,影响压裂效果。采用酸性滑溜水大排量体积压裂,一方面可降低岩石骨架强度,利于远端裂缝转向,另一方面利于尽可能多地沟通天然缝。针对上述问题,开展了酸性滑溜水配方研究及性能评价。实验结果表明,酸性滑溜水减阻率>70%,表面张力<28 mN/m,降解液黏度<2 mPa·s;现场应用表明,酸性滑溜水减阻效果明显且利于复杂缝网形成。     

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。     

适用于海拉尔盆地贝尔凹陷的复合压裂液体系

针对海拉尔油田贝尔凹陷区块在压裂施工过程中砂堵严重的特点,研发了复合压裂液配方体系。该体系助排剂表/界面张力分别为18.75mN/m和0.88mN/m,符合现场要求;岩屑分散率平均降低了72.23%;压裂液的初滤失量和滤失系数分别为2.01×10-2m3/m2和2.6×10-4/min;破胶液粘度小于3mPa.s;同时,该体系中的交联剂具有延缓交联的特性能降低压裂液与井筒之间的摩阻,易于返排。该体系在现场压裂施工应用中使得砂堵比例降低了42.4%。     

国内外滑溜水减阻剂研究进展

滑溜水压裂技术是非常规油气增产应用最为广泛的技术之一.加入减阻剂改善流体的流变性,能有效降低压裂液在流动时产生的湍流摩擦阻力,达到降压增注的施工要求.深入调研了国内外滑溜水减阻剂的研究进展,综述了传统聚合物与新型纳米减阻剂的研究进展与应用现状,分析了减阻效果影响因素,对后续的研究具有一定参考价值.     

页岩气水基钻井液技术分析

页岩地层易水化膨胀,加之我国页岩气储层地廣结构复杂,井下事故频发,目前我国页岩气钻井多采用抑制性好、润滑性强的油基钻井液。但是由于油基钻井液成本高,污染大,而且油基钻井液条件下浅层气井固井难度大,使用油基钻井液钻井,二个界面存在油泥,水泥胶结质量难保证;加之与油基钻井液配套设施不成熟,因此迫切需要研发一种适用于页岩气水平井作业的强抑制高性能低污染的水基钻井液。     

页岩气压裂返排液重复利用技术

针对页岩气水平井开发水力多段压裂作业产生的返排液数量多,添加剂、悬浮物含量高的环保技术难题,以再利用为目标,严格控制引入干扰离子,保留有效成分,去除有害成分,开发了压裂返排液复合混凝-过滤-吸附净化处理及配液工艺。将该工艺在涪陵页岩气示范区焦页2号和57号等23个平台进行了推广应用,累计处理压裂返排液7万余m3,重复利用率大于93.5%;配制的降阻水压裂液性能满足压裂作业要求,实现了节能减排和页岩气的绿色开发。     

陶瓷膜处理页岩气压裂返排液防垢污染研究

对某页岩气井压裂返排液结垢趋势进行了分析,并探讨了采用陶瓷膜处理压裂返排液过程中温度、pH、跨膜压差、料液循环量以及过滤时间对膜污染的影响。研究结果表明,压裂返排液的碳酸钙结垢趋势最显著,控制料液pH为5~6,温度在40℃以内可减缓结垢过程。当跨膜压差为0.12 MPa,料液循环量为30 L/min,清洗周期为4 h时,可有效降低膜结垢污染。     

页岩气压裂用滑溜水胶液一体化稠化剂研究

为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s~(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。     

页岩气压裂用滑溜水胶液一体化稠化剂研究

为了提高页岩气现场配液施工效率,降低不同压裂液间配伍性对压裂液性能的影响,利用AM、DMC、DMDB为原料,采用混合胶束水溶液聚合,合成一种滑溜水胶液一体化用稠化剂。用管路摩阻仪和高温流变仪对滑溜水体系降阻性能和组装压裂液体系耐温耐剪切性能进行评价。结果表明,该疏水缔合聚合物溶解时间小于2 min,0. 1%的滑溜水黏度达到10 m Pa·s,降阻率为65. 7%,组装压裂液在90℃,170 s^(-1)条件下剪切2 h,表观黏度大于50 m Pa·s。滑溜水和胶液具有良好的降阻效果及耐温耐剪切性,能够满足滑溜水和压裂液在线混配的要求,可以实现滑溜水胶液一体化。     

氧化絮凝-三维电极法处理页岩气返排液

采用以二氧化钛为粒子电极,铝板为阳极,钛板为阴极形成的三维电化学体系对经氧化絮凝预处理的页岩气返排液进行深度处理。通过单因素实验得到最佳频率、占空比及二氧化钛投加量。依据响应面分析结果预测的最佳工艺条件:pH=7.33,电流为58.01 m A,处理时间为39.44 min。在最佳工艺条件下,模型预测COD去除率为92.3%,与实际值误差为1.4%。采用氧化絮凝-三维电极法处理页岩气返排液,出水可达到排放标准要求。     

页岩气压裂返排液电絮凝处理技术研究

采用电絮凝技术对页岩气压裂返排液进行处理,考察了各操作条件对页岩气压裂返排液处理效果的影响,确定了电絮凝处理的最佳实验条件:阴阳极材料均为铝板,电流密度10.0 m A/cm2,极板间距3 cm,反应时间60 min,p H=7。电絮凝工艺对低浓度页岩气压裂返排液具有较良好的处理效果,可望成为页岩气压裂返排液达标排放组合工艺的重要单元。     

适合超低渗油藏的高效渗吸剂体系及性能研究

渗吸置换是超低渗油藏的有效驱油方式,高效渗吸剂的研发可大幅提高原油采收率。通过将重烷基苯磺酸盐类表面活性剂HAS-6及脂肪醇聚氧乙烯醚类表面活性剂G12-7N按照9∶1的配比复配,得到复配体系HAS-G,并对其界面性能、乳化性能、静态吸附性能、渗吸性能进行了评价。结果表明,在0.3%最佳浓度下,HAS-G体系与长庆油田Y区块脱水原油间界面张力可达6.9×10^(-3) mN/m; HAS-G体系可将油湿性云母片改性至水湿状态,接触角由115°降低至66.9°;HAS-G乳状液静置1 h后的乳化综合指数为0.11;HAS-G体系静态吸附量为9.367 5 mg/g,较HAS-6体系静态吸附量降低36%;HAS-G体系的最终渗吸采收率为24.95%,较地层水渗吸采收率提高10.89%。     

龙马溪页岩气钻井用高性能水基钻井液的研究

焦石坝页岩气工区的龙马溪地层极易发生坍塌掉块,采用油基钻井液能够较好地解决现场井壁失稳难题,但存在配制成本高、钻屑后处理压力大等技术瓶颈难题。以阳离子烷基糖苷(CAPG)、纳微米封堵剂等为主剂,通过钻井液体系构建及配方优化,形成了CAPG高性能水基钻井液优化配方。该钻井液具有较好流变性,高温高压滤失量仅为4.0 m L;钻井液可有效抑制黏土的水化膨胀分散,不破坏页岩的结构,保持地层的原始性和完整性,表现出优异的井壁稳定性能;当密度达2.32 g/cm3时,钻井液极压润滑系数和滑块摩阻系数仍小于0.1,表现出较好的润滑性能;钻井液连续老化30 d后,流变性能保持稳定,静置72 h均未发生沉降现象;钻井液具有较好的抗污染性能;钻井液无生物毒性。对CAPG高性能水基钻井液和油基钻井液分别从抑制、润滑、降滤失、储层保护及生物毒性等方面进行了对比,两者性能相当,且CAPG高性能水基钻井液具有油基钻井液所不具备的环保优势。     

水基压裂液对储层伤害性研究

通过室内实验,测定了4种类型压裂液(羟丙基胍胶型压裂液、田菁胶型压裂液、香豆胶型压裂液、胍胶原粉型压裂液)的性能,评价了压裂液与模拟延长川口采油厂储层岩石和地层水的相容性,并对模拟长6油层岩心进行了五类敏感性的分析,找出了压裂液对储层伤害的原因,为改善本油层使用压裂液性能提供依据。实验结果表明,4种类型压裂液的残渣量均较大,是造成压裂低效的主要原因;压裂液中破胶剂浓度相同的情况下,破胶时间与温度成反比,胶囊破胶剂有相对较高的降粘率;长6油层具有较强的水敏性、中度酸敏性和碱敏性,且压裂液对岩心渗透率损害严重。