羟丙基胍胶压裂液重复利用的可行性探讨

在明确分析硼交联羟丙基胍胶压裂液的交联与破胶机理的基础上,室内实验通过pH值控制胍胶压裂液体系在无通用破胶剂情况下的非降解性破胶,结合现场实际影响因素,验证重复利用的可行性.经过室内实验和理论分析,从低不溶物、滤饼清洗作用、减少沉淀等方面分析非降解性破胶的低储层伤害优势,分析pH值控制胍胶压裂液体系重复利用的可行性.     

HPAM/Cr3+冻胶压裂液的低温破胶体系

HPAM／Cr^3 冻胶压裂液是一种报道较少的压裂液体系，该压裂液具有增粘能力强、携砂性好、摩阻低、冻胶水化破胶后残渣少等优点。但在低温条件下，聚丙烯酰胺可控制性降解比较困难，限制了在油田上的应用。考察了破胶剂的低温破胶性能；研究了影响该压裂液的低温破胶性能的影响因素；提出了用于低温地层的破胶体系配方。该体系可在低温(30℃)下破胶。     

有机硼交联HPG压裂液超低温破胶剂室内研究

对埋藏浅,油层温度低的油藏进行压裂改造,需解决压裂液低温破胶水化的问题。采用活化剂来提高过硫酸铵（ＡＰＳ）,酶,胶囊破胶剂的低温破胶能力。通过对有机硼交联的羟丙基瓜胶（ＨＰＧ）压裂液低温下破胶后粘度损失率的测定,筛选出用于５０℃下的ＡＰＳ／活化剂破胶系统及胶囊破胶剂。结果表明：在ＡＰＳ／活化剂破胶系统的作用下,采用有机硼作交联剂的ＨＰＧ压裂液在较低温度条件下能彻底破胶水化。     

HPG胶水基压裂液残渣的伤害与溶解

研究了HPG植物胶水基压裂液残渣对地层岩心的伤害,渗透性越差的地层岩心受残渣的伤害越轻;在HPG水基压裂液及其滤饼中,m（破胶剂）：m（HPG）分别为125：500和34：500。提出了新的残渣处理剂LY－1,它能够强裂地溶蚀HPG胶水基压裂液压渣和滤饼,当w（LY－1）－8％时,溶蚀率＞8％。     

聚合物压裂液的一种多功能交联剂性能研究

针对聚合物压裂液所用金属化合物交联剂易引起地层二次伤害及与其他添加剂配伍性较差的问题,用工业原料研制了一种具有粘土防膨功能的有机交联剂（YJ）,考察了YJ与某聚合物增稠剂（A-1）所形成冻胶的交联、耐温、破胶及防膨等性能,并用扫描电镜分析了冻胶的微结构。结果表明,YJ和A-1在质量浓度比1：1、pH值7时可形成最高粘度的冻胶,并于25℃、2h内可用常规破胶剂完全破胶;1％YJ的防膨率在2h接近70％、16h为54％;冻胶在30℃附近出现粘度最大、之后粘度随温度升高而减小;冻胶体系具有层状空间网络结构的特征。     

低温低渗气藏酸基新型压裂液增稠剂的研制

针对川西气藏低渗、低温、水敏、碱敏性储层在压裂施工过程中压裂液及其破胶液对储层的伤害严重,导致储层渗流能力严重下降等问题,开展改善压裂液的增稠剂性能研究,通过借鉴羟丙基胍胶的改性原理,向普通胍胶分子中引入亲水基团钠羧甲基和羟丙基,研制出酸性条件下交联的新型压裂液增稠剂GXG.经评价,该增稠剂溶解和增黏性能都很好,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.由该增稠剂作为基液的压裂液有很好的流变性、破胶性,对储层伤害小.能够达到川西浅层气藏对压裂液的技术要求,为低温低渗透油气藏的压裂技术研究提供了重要的基础成果.     

水基冻胶压裂液的流变性

采用旋转式粘度计、毛细管流变仪和管道流动装置研究了我国使用的三种主要水基冻胶压裂液(羟乙基皂仁冻胶、田菁冻胶和聚甲叉基双丙烯酰胺冻胶)的流变性,并同未加交联剂的基本液体的流变行为进行了比较。测定了该三种水基冻胶压裂液在恒定切变速率(0.0234—145.8秒~(-1))下切应力随时间的变化。证明了这三种冻胶具有一定的冻胶强度和管流流动曲线具有管道尺寸(直径和长度)的依赖     

用于水基聚合物压裂液的包膜破胶剂

通常过硫酸盐被用作胍胶或纤维素衍生物增粘水基压裂液的破胶剂。在聚合物几乎不产生热降解的温度下,最大限度地减少支撑剂充填层渗透率的损害,这类破胶剂是必不可少的。但令人遗憾的是,即使在中温下(140～200F),溶解的过硫酸盐反应也太快,以至于不能使用足以使浓高分子聚合物彻底降解的浓度。 本文所阐述的新工艺用于生产一种“延迟”破胶剂,这种破胶剂采用防水包裹材料包膜过硫酸铵(APS)制成。包裹层能阻止破胶剂与液体接触,因而在压裂液中能加入高浓度破胶剂,而不致于过早失去压裂液的性质,如粘度,滤失控制性质。本文将讨论包膜破胶剂设计的关键因素(如包膜层阻隔性质、释放机理、活性物质的化学性质等)。比较了几种包膜破胶剂对压裂液流变性质的影响,结果只有一种材料产生的包膜层适合于防止液体过早降解。采用这种产品做流变性和导流能力损害研究发现,在160F温度下的硼酸盐交联液中,2 16m/1000gal的包膜破胶剂能使保留渗透率从15％提高49％,而1小时内引起的粘度损失仅20％。室内试验表明,通过改善支撑剂充填层的排液状况,包膜破胶剂能增加油井产量。     

一种低温破胶激活剂APS-1研究与应用

随着页岩油气勘探开发不断深入,出现越来越多的低温井。目前常用的破胶剂为过硫酸盐、过氧化氢等过氧化物,在50℃以上才能产生自由基使压裂液破胶,因此需要研究一种与过氧化物配套的激活剂,使过氧化物在低于50℃能够产生自由基使压裂液破胶。根据破胶剂的破胶机理,在室内研究一种低温破胶激活剂APS-1,配合过硫酸铵使用可在20℃条件下使聚合物压裂液及瓜胶压裂液破胶。此破胶激活剂作用于压裂液破胶初始2h粘度变化小,满足施工基本要求。其适用范围广,效果好,满足油田压裂施工要求。     

影响磷酸酯铝类油基冻胶压裂液性能的因素

研究了不同交联比（ＮａＡｌＯ２）交联剂／ＰＥ９２磷酸酯胶凝剂）对ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值以及对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液粘度的影响,并探讨了硫本的浓度对磷酸酯铝类油基冻胶压裂液的最佳交联比,最佳交联ｐＨ以及其耐温能力的影响。结果表明：（１）ＮａＡｌＯ２与ＰＥ９２交联反应体系的ｐＨ值随着交联比的增大而增大;（２）磷酸酯铝类油基冻胶压裂液最佳交联ｐＨ值为４．４０￣４．６０;（３）硫酸的     

安棚低渗裂缝性储层高温压裂液研究与应用

分析了安棚低孔、低渗裂缝性储层对压裂液的基本要求,确定了评价压裂液性能的实验温度,优化了稠化剂、胶联剂、破胶剂、助排剂等添加剂,形成了适宜于安棚油田的压裂液体系,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切和延迟交联特性,携砂能力强、破胶彻底、伤害低,能够满足90～140℃温度地层压裂施工的需要.提出了变浓度压裂液优化设计技术,现场实施49井次,成功率91.3%,有效解决了高温裂缝性储层压裂易砂堵的难题.     

涪陵页岩气井返出弹性固体分析研究

涪陵页岩气井在压裂和钻塞施工完成后常出现弹性固体附着套管壁的现象,影响后期施工和正常生产。通过现场施工工序分析,结合室内酸溶实验、压裂液模拟实验、红外光谱分析实验,得出井下返出弹性固体成分为胶液交联液,这些胶液交联液可能是由未完全破胶胶液压裂液或钻塞用胶液在地层高温高压高矿化度条件下,产生局部高度浓缩或交联而形成。通过现场施工工序优化,提出预防和治理措施,为指导现场施工提供技术支撑。     

羟乙基皂仁胶水溶胶体系的流变性质

羟乙基皂仁胶是皂仁胶的羟乙基衍生物。皂仁胶是以皂仁(皂角树果实,即皂角的核仁)为原料经粉碎、分离和纯化后制得的,是一种使用历史悠久的重要天然高分子化合物。皂仁胶广泛应用于食品、纺织、造纸、制药、采旷和采油等工业部门,在我国油气田开发中已广泛使用由羟乙基皂仁胶制得的水基冻胶压裂液。     

超分子压裂液的研究及现场应用

超分子压裂液体系属于可逆交联的多元结构型聚合物,有别于胍胶和其他合成聚合物,此结构可随剪切速率、盐度和温度等条件变化而可逆变化。通过对该压裂液体系的耐剪切性能、流变特征、携砂,破胶等室内的评价分析,现场应用表明:该新型压裂液体系与常规压裂液相比具有组分少、施工配液简单、携砂优良、破胶彻底,对地层的伤害低,易于返排等优点,在改造低渗透油气藏及非常规油气藏中具有明显优势。     

低温低伤害页岩气压裂用胶液性能研究与现场应用

基于常压低温页岩气储层压裂液破胶难、不易返排等问题开展了低温低伤害压裂液配方体系研究及性能评价工作,形成了适用于常压低温页岩气储层的LOMO胶液压裂液技术。在实验室,该胶液具有较好的耐温耐剪切性、减阻性和低温破胶性:在60℃,170s-1条件下剪切1h,粘度在60mPa·s左右;室内减阻率大于50%;在20℃条件下可以实现彻底破胶,破胶后分子量小于10 000。将该压裂液技术应用于EY1HF井,表现出总体性能稳定、减阻性能好、携砂性能好等特点,达到设计效果。     

HPAM/有机锆交联体系压裂液的研究

制备了一种HPAM/有机锆交联体系酸性压裂液,分别讨论了HPAM和有机锆交联剂浓度对压裂液成胶性能的影响.结果表明,在25℃下,有机锆交联剂浓度为500mg·L-1,HPAM浓度为500mg·L-1,破胶剂过硫酸铵浓度为16g·L-1.耐矿化度为7 000 mg·L-1,耐温耐剪切测试表明,该压裂液体系在剪切速率170s-1条件下,连续剪切120min,耐温为95℃黏度在300mPa·s以上,表明该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能.压裂液综合性能评价表明:压裂液体系悬砂性能好,破胶速度快、彻底,破胶液残渣含量低,对岩心伤害小.     

CO_2泡沫压裂工艺技术研究及现场实践

对低压致密、水敏性气藏,常规水基压裂开采存在水锁损害严重、压裂液返排难度大等问题,严重影响气井产量,采用CO_2泡沫压裂开采工艺是提高该类气藏产量的有效途径,为此开展了CO_2泡沫压裂技术研究,包括CO_2泡沫压裂液酸性交联技术、注入方式优化技术、变排量变泡沫质量设计方法和提高裂缝导流能力配套措施。以苏里格气田苏11-52-65井为例,采用优化的CO_2泡沫压裂技术,完成了单层加砂49.2 m~3的较大规模施工,压后破胶液实现了完全自喷快速返排,日产气量达到苏里格气田平均单井日产气量的2.2倍,证实了该优化设计方法和配套措施的有效性,也显示出CO_2泡沫压裂工艺在开采低压致密气藏中的良好应用前景。     

粘弹性表面活性剂压裂液新技术进展

将粘弹性表面活性剂压裂液研究进展分为四个部分:粘弹性表面活性剂压裂液成胶破胶机理研究与认识、粘弹性表面活性剂研制与优选、粘弹性表面活性剂压裂液性能评价与研究、改性疏水(缔合)聚合物与粘弹性表面活性剂复合压裂液.通常粘弹性表面活性剂压裂液不含聚合物,只有几种添加剂,在含盐介质中自动成胶而不需要交联剂,遇地层产出油气和水会自动破胶而不需要破胶剂;该体系配液方便,操作性强,可有效控制缝高,施工摩阻小,在低渗透储层中滤失量小,储层伤害小,压后油气增产效果显著,特别适合渗透率小于5×10-3μm2的油气层压裂,在高渗透层中渗透率又比胍胶压裂液大而有利于采用端部脱砂压裂工艺.加强改性疏水(缔合)聚合物制备与应用研究以降低粘弹性表面活性剂压裂液成本是粘弹性表面活性剂压裂液研究的重要方向.     

生物酶对低温低分子胍胶压裂体系破胶的作用

针对致密砂岩储层的地质状况和低温地层破胶难的问题,优选出低伤害、高效返排特性的压裂液体系,进行低温胍胶压裂液室内实验,分别研究了在温度40℃和45℃时,破胶剂中加入酶时压裂液性能方面的变化。结果表明,温度升高以及酶的加入都会加快破胶速度,初步实现了对低温地层致密砂岩储层压裂技术的突破,对于合理开发此类储层具有重要的指导意义。     

大牛地气田水平井同步破胶技术研究（42）

针对大牛地气田水平井分段压裂段数多、作业时间长、压裂液滞留地层时间长对地层伤害大等问题,开展胶囊破胶剂及过硫酸铵破胶机理研究,分析破胶剂加量比例与加入方式对水平井储层改造效果的影响.根据储层特征及压裂施工情况,对不同温度场下各段破胶剂比例进行优化,优化结果基本达到同步破胶的目的,返排率较前期明显提高.