压裂助排剂表面张力影响因素研究

助排剂是压裂液配方中降低储层伤害的主要添加剂之一,其性能直接影响压后返排速度、返排率、甚至压裂增产效果。文章主要从助排剂的水介质、温度环境及其它各种添加剂对表面张力的影响,评价助排剂的耐温抗干扰能力,探讨助排剂在研发及评价过程中必须注意的问题。分析结果表明：储层温度及压裂液中其它添加剂对助排荆表面张力均产生不同程度影响,严重的甚至导致助排剂失效。     

新型破乳-助排剂的研制及其在吉林油田的应用

储层压裂改造是低渗透油气藏增产的重要技术,压裂后使地层中的滤液及时返排能够降低油气流动阻力,增加油气井产量,压裂液的压后返排率的高低直接影响压裂增产效果。目前采用添加破乳剂和助排剂的方法提高返排率。为了降低成本、减少伤害,本文通过对压裂液体系中的破乳剂、助排剂进行优化,筛选出新型破乳-助排剂。采用新型破乳-助排剂,达到一剂两效的作用。现场应用情况表明该技术效果良好。本文分析了破乳剂和助排剂的作用机理,以及新型破乳-助排剂的性能。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s^(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

进行了常规植物胶压裂液残渣含量高、地层伤害大/对改造效果产生巨大影响等调查。对表面活性剂压裂液体系、蠕变原理、粘弹性、抗剪切性、破胶性、助排性、岩心伤害等进行了研究,开发了一种低伤害、粘弹性良好的清洁压裂液。结果表明,当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时,在90℃、170 s~(-1)条件下剪切1 h时压裂液粘度稳定在80 mPa·s以上;在f<10 rad/s时,G'>G″,且G'>0.1 Pa,压裂液粘弹性较佳。压裂液与原油或凝析油反应时,破胶液粘度均小于3.274 mPa·s,破胶液表面张力、界面张力分别小于24.916,1.904 mN/m,破胶、助排较好。0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率为32.85%,而2.5%双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率为7.79%,较之胍胶压裂液对储层伤害率小,有益于保持增产改造的效果。     

疏水缔合聚合物破胶性能研究

压裂液能否彻底破胶返排是决定压裂施工是否成功的关键因素之一。本文主要研究了以过硫酸铵(APS)作为破胶剂,疏水缔合聚合物压裂液(BCG)破胶液粘度随破胶温度、破胶剂浓度的变化情况,以及表界面张力、残渣和伤害等。     

新型疏水缔合聚合物压裂液破胶性能研究

性能良好的压裂液不仅要求具有良好的流变性能和悬砂性能等,还必须具有良好的破胶水化性能,以提高压裂液的返排率,减少对储层的伤害。该研究以过硫酸铵(APS)作为破胶剂,探讨了疏水缔合聚合物压裂液(SRFG)破胶液粘度随破胶温度、破胶时间和破胶剂浓度的变化规律;研究了破胶液的表面张力随破胶温度和破胶剂浓度的变化规律;最后比较了三种不同聚合物压裂液的破胶性能。结果表明:单一使用过硫酸铵,保持其浓度0.05%和破胶时间0.5~2h不变,SRFG压裂液最低破胶温度为60℃;随着过硫酸铵浓度和破胶温度增加,破胶变得更加彻底,更有利于降低破胶液表面张力;SRFG压裂液与市售A和B聚合物压裂液的破胶性能相当,SRFG压裂液返排效果优于A、B聚合物压裂液。     

动态情况下压裂液的破胶液造成储层伤害的主要原因研究

本文阐述了在利用FDS-800—10000地层伤害仪在动态情况下压裂液破胶液对地层伤害的影响规律。根据压裂液破胶液中固相和液相的不同伤害机理,分析压裂液破胶液在伤害不同渗透率储层时的主要伤害因素;通过切换不同的剪切速率,分析在压裂液返排时返排速度对地层伤害的影响规律。研究结果对今后压裂液的性能选择和现场施工有重要意义。．     

清洁聚合物压裂液研究与现场应用

清洁聚合物压裂液是目前国内外压裂液研究领域的热点之一。以增稠剂(SRFP-1)、交联剂(SRFC-1)、黏土稳定剂(SRCS-1)和助排剂(SRCU-1)工业品作为研究对象,以现场配液用水配制清洁聚合物(SRFP)压裂液,评价了SRFP清洁聚合物压裂液的变剪切性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能;测定了破胶液的表面张力。结果表明:该压裂液在90℃条件下具有良好的耐剪切性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m;压裂液滤液对岩心基质伤害率为18.7%;最后将该压裂液成功应用于鄂尔多斯盆地某重点水平井的压裂作业。     

页岩气压裂用线性胶压裂液性能研究与现场应用

线性胶压裂液是页岩气开采最关键的技术之一。以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品制备SRFP线性胶压裂液;评价了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、降阻性能及破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP线性胶压裂液在70~100℃条件下具有良好的流变性能;在60~80℃,破胶剂加入量为0.005%~0.05%条件下,2h内即可破胶,破胶液黏度小于5mPa·s,破胶液表面张力小于28mN/m,残渣含量小于100mg/L;最后将SRFP线性胶压裂液成功应用于宁夏某重点页岩气探井,最高砂比为22%,平均砂比为8%,返排液黏度小于5mPa·s。     

耐高温超低浓度纳米胍胶压裂液性能评价研究

致密砂岩储层孔渗低、物性差,必须经过水力压裂改造后才能具有较好的产能。为了降低施工成本和压裂液对储层的伤害,同时在高温条件下具有良好的耐剪切性能和破胶性能,需要研发一种耐高温、低伤害的压裂液体系。以改性纳米二氧化硅为交联剂,对新型耐高温超低浓度纳米二氧化硅压裂液性能进行了较为全面的评价研究。结果表明,该压裂液体系在135℃条件下剪切2 h后平均黏度为100 m Pa·s,具有良好的携砂能力。破胶液残渣质量为常规胍胶压裂液质量的37.2%,破胶液的表面张力小,具有良好的返排性,压裂液与地层水配伍性好。超低浓度纳米胍胶压裂液大幅降低了对地层的伤害程度,适用于低渗的致密砂岩储层。     

破胶剂性能影响因素的研究

压裂液作业过程中,有些低温、浅储层地区采用常规压裂液常出现破胶难、返排不彻底的现象,导致压裂液在地层中的滞留时间过长,造成对地层的二次伤害。为了解决这一问题,研制了一种新型低温破胶助剂A,考察其对水基压裂液破胶性能的影响,得到有利于水基压裂液体系的低温破胶体系。实验表明,在30℃,pH=9,破胶助剂A的浓度为50μg/g时,水基压裂液破胶比较彻底。该破胶剂体系成本低廉,破胶彻底,返排率高,值得推广。     

不同化学助剂对压裂助排剂水溶液表界面张力的影响

采用K100表面张力仪和旋转滴超低界面张力仪,在室温条件下,测试了异丙醇、OP-10、烷基多苷、氟碳表面活性剂和盐等助剂与压裂助排剂复配后溶液的表界面张力。结果表明:不同化学助剂对压裂助排剂溶液的表界面张力影响不同。在0.3%压裂助排剂水溶液中加化学助剂与不加比较,0.4%异丙醇对溶液的界面张力降低了近60%;0.5%OP-10对溶液的界面张力降低了55%;0.3%的烷基多苷对溶液界面张力降低了53%;0.005%氟碳对溶液的界面张力下降了76%;无机盐对溶液表面张力影响不大,对其界面张力影响却不大。由此可见:研究表面活性剂对助排剂溶液的表界面张力影响,对进一步优化助排剂配方和使用效果具有重要的现实意义。     

高效发泡助排剂JX-YL性能评价与应用

本文对压裂用高效发泡助排剂JX-YL的性能进行了室内评价,介绍了JX-YL高效发泡助排剂的作用原理及现场应用情况。室内与现场试验结果表明:JX-YL高效发泡助排剂具有返排快、溶蜡降粘、助排的优点,能有效降低压裂液对地层的伤害,适用于原油的蜡质和胶质含量高、压力系数低的区块的压裂改造。     

可逆交联低伤害聚合物压裂液研究与现场应用

以SRFP-1增稠剂、SRFC-1交联剂、SRCS-1黏土稳定剂和SRCU-1助排剂工业品为研究对象,以现场配液用水配制SRFP压裂液。评价了SRFP压裂液的耐温耐剪切性能、静态滤失性能、破胶性能及压裂液滤液对岩心的伤害性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFP压裂液在100℃和120℃条件下具有良好的流变性能;初滤失量为3.29×10-2m3/m2,滤失系数为1.71×10-4m/min0.5,滤失速率为6.53×10-4m/min;压裂液滤液对岩心基质伤害率为14.6%;在60~90℃,破胶剂质量分数为0.005~0.04%条件下,2 h即可破胶,破胶液黏度小于5 m Pa·s,破胶液表面张力小于28 m N/m,破胶液残渣小于100 mg/L;最后将SRFP压裂液成功应用于2口低渗透致密薄互储层压裂作业,最高产油量分别为5.2 m3/d和9.7 m3/d。     

可重复利用合成聚合物压裂液体系的室内研究

为解决油田大量压裂液返排液再处理困难,费用高的难题,本文主要进行了聚合物室内合成配方优化和二次利用的压裂液性能评价两方面的研究。通过对压裂液二次利用过程中稠化剂、交联剂、破胶剂的优选,得到的压裂液体系在100℃、170S-1条件下剪切120 min后,二次利用时的黏度稳定在130 mPa·s左右,破胶液表面张力为24.23 mN/m,达到了压裂液行业标准及现场施工要求,为油田大量压裂液返排液再利用提供了室内实验基础,对实现油田压裂液可循环利用有重大意义。     

自生热压裂技术在中原油田胡庆区块的应用

中原油田胡庆区块属于低温低压低渗地层,以往该区块压裂后返排率低,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——自生热压裂技术,取得了良好的效果。该技术利用亚硝酸盐和氯化铵混合发生反应,放出的热量加热压裂液和油层的近井地带,保证压裂液在进入裂缝后不会对油层造成”冷伤害”,同时两种物质反应后还产生大量气体,增加了压裂液破胶化水液返排速度和返排量。从而减小液体滞留,降低压裂流体对储层的伤害。     

耐高温NaBr加重压裂液的研究

针对目前压裂井施工层位深,井底温度高、破裂压力大的问题,耐高温加重压裂液的研究与应用逐渐深入。采用Na Br加重剂,并对压裂液添加剂进行筛选实验,研究出了密度为1.45 g/cm3、耐温达到170℃的加重压裂液配方,成功解决了Na Br加重压裂液在加入工业p H调节剂存在弱交联的问题。通过性能评价表明该加重压裂液悬砂性能优异,破胶液粘度低,表面张力和界面张力较低,对储层伤害小。     

CO_2泡沫清洁缔合压裂液研究及现场应用

在低渗特低渗或致密的低压敏感性气藏的压裂改造中,施工后仅依靠地层能量将压裂液举升至地面十分困难,并且很难有效提高产量。过去泡沫压裂液使用的稠化剂通常是胍胶或清洁表面活性剂,考虑到残渣伤害及经济因素,本文研究了CO_2泡沫清洁缔合压裂液体系。稠化剂无水不溶物、低残渣;交联延迟时间可控,具有良好的流变性能及携砂性能;起泡剂起泡效率高,半衰期长,较低的表界面张力,有利于压裂液返排。现场实施3口井,平均达到苏里格地区直井平均单井产量的2倍,该压裂液体系伤害较小,达到了快速助排、增产稳产的目的,为该类储层压裂改造提高单井产能提供了有力的技术支撑。     

压裂用破乳助排剂的研究与性能评价

通过对不同类型表面活性剂的研究,筛选了4种试剂,通过复配得到了具有超低表面张力和界面张力的破乳助排剂,并且按照用户要求,对其密度、凝固点、破乳率及其配伍性进行了改进,最终形成了具有优异的破乳助排效果的表面活性剂体系,而且其价格低廉,在同类产品中具有优越的性能。通过实验测得:表面张力为25.6mN/m,界面张力为0.8mN/m,凝固点<-35℃,破乳率≥96%,配伍性≥100mPa·s。     

疏水缔合型清洁压裂液体系研究与应用

为了降低压裂改造过程中压裂液对油藏储层和支撑裂缝的伤害,本文报道一种疏水缔合物压裂液,并进行了现场应用。该压裂液具有良好的抗剪切恢复能力;具有很好的悬砂性能,20/40目陶粒可静态悬砂6小时,不沉降;具有优良的破胶性能,破胶液粘度小于5.0mPa.s,破胶后无残渣、无残胶、易返排,对地层伤害小。目前该压裂液已在新疆油田成功运用18井次,取得了较好的应用效果。