超深井压裂液体系研究与应用

针对塔里木DH油田超深井、高温、低渗透储层和注水井特点,提出了对压裂液性能的要求,优选了与超深井压裂相适应的有机硼交联改性瓜尔胶压裂液体系的配方和添加剂。介绍了塔里木高温深井压裂液的应用情况,分析讨论了该压裂液控制延迟交联,降低摩阻,优化配方,改善流变性能,以及低伤害特性等。现场应用表明,有机硼交联改性瓜尔胶压裂液具有低摩阻、流变性能好、携砂能力强、破胶彻底、低伤害等特点,满足了井深5850m以上超深井压裂施工的要求。

新型阴离子表面活性剂D3F-AS05压裂液的性能研究

针对陕北低渗透油田地质特征和温度(80℃),按配方3%20碳磺酸盐类阴离子表面活性剂(D3F-AS05,自制)+6%KCl+0.6%KOH+0.2%EDTA得到阴离子型表面活性剂压裂液。研究了该压裂液的流变性、黏弹性、抗剪切性、悬砂性和气体破胶性能。结果表明,剪切速率为170 s-1时,80℃下压裂液黏度为90～100 mPa·s,随剪切时间增加,压裂液黏度基本不变,流变性良好。压裂液的储能模量和耗能模量比值为39.2,远高于瓜尔胶压裂液的储能模量和耗能模量的比值(2),表现出较好的低黏高弹特性。剪切速率从170 s-1变为0、200、500 s-1后再恢复至170 s-1,压裂液黏度随之变化后再恢复至90～100 mPa·s,抗剪切性较好。二氧化碳气体注入压力由0增至4MPa,压裂液黏度由65 mPa·s迅速降至2 mPa·s;天然气注入压力由0增至12 MPa,压裂液黏度降低一半;氮气不改变压裂液黏度。温度由40℃增至100℃,该阴离子型表面活性剂压裂液黏度先增加后降低,在80℃时达到最大,平均为94 mPa·s左右;单粒径陶粒支撑剂在其中的平均沉降速率逐渐增大。相同温度下(不超过100℃),单粒径陶粒在瓜尔胶中的平均沉降速率明显大于在阴离子压裂液中的值,而10%砂比陶粒在阴离子压裂液中的平均沉降速率最小。

有机硼高温延迟交联剂的制备及其性能

合成了用于中高温油藏压裂作业的有机硼交联剂,并与羟丙基胍胶压裂液组成了有机硼交联冻胶体系。研究了合成条件对交联时间的影响,考察了有机硼交联冻胶体系的性能。实验结果表明,制备有机硼交联剂适宜的反应条件为:130℃、络合剂醇胺质量比4∶2。制备的有机硼交联剂冻胶体系适用于90~120℃的中高温地层压裂作业。破胶剂添加量为0.2%~0.3%(φ)可满足不同的施工工艺参数要求。有机硼交联冻胶体系可在110~120℃下保持表观黏度稳定大于100 mPa·s,并在作业后120~240 min实现破胶水化。

清洁压裂液在低渗油藏压裂改造中的应用

压裂是低渗油藏增产的主要措施,压裂液性能的好坏是影响施工后增产效果的一个重要因素。目前在中原油田低渗油藏压裂改造中应用的压裂液主要为胍胶水基压裂液,返排率低、污染油层严重,每年有四分之一井需进行压后处理,解除地层污染,不仅增加了作业成本,同时也严重影响增产效果。清洁压裂液不含任何聚合物,它不需要破胶剂、破乳剂、防腐剂等化学药剂,彻底解决了胍胶压裂液对地层的污染问题。本文介绍了清洁压裂液在中原油田采油三厂卫城油田的应用及效果,现场应用证明该压裂液体系在低渗油藏压裂改造中具有广阔的应用前景。

芥酸酰胺丙基二甲基叔胺改性纤维素溶液的流变性能与交联性能

为了改善纤维素溶液的增稠能力和交联性能,合成了一种新型疏水醚化改性剂(3-氯-2-羟丙基芥酸酰胺醋酸铵),并采用该改性剂对羧甲基羟乙基纤维素(CMHEC)进行疏水改性,首次制得了芥酸酰胺丙基二甲基叔胺疏水改性纤维素(ED-CMHEC),研究了CMHEC和ED-CMHEC溶液的流变性能(表观黏度、流动曲线、触变性和黏弹性)和交联性能。研究结果表明,改性后ED-CMHEC溶液的表观黏度得到显著提升并表现出更显著的触变性与黏弹性。质量分数0.3%的CMHEC和ED-CMHEC溶液在30℃、170s-1的表观黏度分别为18mPa·s和71mPa·s,后者较前者提高了2.94倍。不同质量分数(0.3%数0.5%)的CMHEC和ED-CMHEC溶液均表现出剪切变稀性质,其流动曲线可用Cross模型进行描述。有机锆交联剂FAC-201加量为0.2%时,质量分数0.3%ED-CMHEC溶液交联形成凝胶的黏度是改性前的2.4倍,表现出更强的交联性能。

响应面法优化中高温低浓度香豆胶压裂液体系

为减小压裂液对储层的伤害,降低压裂液体系中香豆胶的浓度,避免传统方法(多因素排列组合实验方法)工作强度大,精确度低的问题,采用中心复合设计(CCD),以香豆胶浓度、有机硼交联剂浓度、温度为考察指标,对实验获得的数据进行多元线性回归,同时用建立的回归模型优化压裂液配方,选取较低浓度的香豆胶压裂液体系并通过高温下的黏度测试进行验证。结果表明,通过构建的拟合方程可以预测给定香豆胶压裂液体系低浓度配方下的冻胶黏度;拟合方程中3种因素对冻胶黏度的影响显著性顺序为:香豆胶浓度>温度>交联剂浓度;基于CCD方法得出80~120℃下的优化配方,香豆胶加量为0.175%~0.35%、交联剂加量为0.37%~0.73%时,经1000 s^(-1)高速剪切2 min和170 s^(-1)剪切95 min后的冻胶黏度约为52~154 mPa·s。该方法预测性良好,优化出的低浓度香豆胶体系具有良好的耐温耐剪切性能。

页岩气压裂返排液回用处理技术研究与应用

鄂尔多斯盆地页岩气压裂返排液具有总铁含量高（30~50mg/L）、黏度高（2.8~3.2mPa.s）、悬浮物含量高（大于300mg/L）和细菌含量高（大于10^4个/mL）的＂四高＂特点,直接外排会造成严重的环境污染和水资源浪费。为此,有针对性地开展了＂隔油除砂—氧化—絮凝沉降—膜过滤＂的＂四步法＂处理工艺的技术应用研究。该工艺在强化絮凝沉降效果的基础上,采用一步法膜过滤技术,既提高了水质处理效果,又缩减了处理工艺流程。同时,通过对处理工艺参数的优化,研发出了一套模块化橇装式压裂返排液回用处理装置。现场应用的效果表明：处理后的水质连续稳定达标,既可满足平均空气渗透率小于等于10mD地层的回注要求,也可用于配制胍胶和滑溜水压裂液。该研究成果较好地解决了页岩气压裂返排液的＂四高＂问题,为国内外页岩气及其他非常规油气废水治理和回用提供了技术支撑。

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

针对常规胍胶压裂液体系增稠剂浓度偏高,造成压裂成本较高、压裂液残渣含量高和对储层伤害较大的问题,用硼砂、多元醇和醚类助溶剂等合成了较高分子量的多核硼交联剂DY-1,研究了胍胶加量对压裂液黏度的影响,考察了压裂液的各项性能,并在新疆油田进行了现场应用。结果表明,胍胶加量在低于0.165%、高于0.135%时能与DY-1形成聚合物交联体。低浓度胍胶压裂液耐温耐剪切性较好,胍胶加量为0.18%~0.4%时,压裂液在30~140℃、170 s^(-1)下剪切60 min的黏度均大于100 mPa·s;30~100℃下压裂液的流动行为指数n(0.3~0.7)和稠度系数k(1.3~1.8)总体变化较为平缓,压裂液性能稳定;压裂液静态悬砂性能较好,在30~80℃下通过增加压裂液pH值可使陶粒的沉降速率降至0.05 cm/min;压裂液能有效控制滤失,造缝性能良好;在30~100℃下胍胶压裂液在3~4 h均能彻底破胶,破胶液黏度小于5 mPa·s,破胶液残渣含量低至76 mg/L。现场施工成功率100%,压裂液成本降低15.2%,增油效果明显,满足新疆油田储层改造的要求。

低伤害海水基压裂液性能研究及应用

某油井孔隙度为4.7%,渗透率为0.036mD,地层压力系数为1.45~1.55,储层温度为140℃。储层岩石中有碳酸钡或者硫酸钡。压裂作业存在海上平台作业空间受限,储层受伤害大以及高温等问题。针对以上问题,通过对压裂液主剂及各项添加剂的优选,形成海水基低伤害压裂液体系。室内研究表明,该体系各项性能良好。压裂液胶体在140℃实验温度下,以170s^(-1)剪切速率剪切2h,最终黏度保持在208mPa·s;岩心基质渗透率损害率为17.6%,耐盐达到40000mg/L。该井使用海上连续混配装置进行配液施工,压后1h快速放喷返排,返排效果良好,整体压裂液性能良好稳定,压后产液量增加显著。