滑溜水压裂液用超疏水型多功能减阻剂制备及应用

目前常规滑溜水压裂液体系普遍具有减阻、携砂、抗盐和耐温等多种功能,但均没有考虑通过改变储层表面润湿性而实现储层保护功能。因此,以丙烯酸、丙烯酰胺、自制材料2-丙烯酰胺基-2-苯基乙烷磺酸和疏水改性剂等为原料,合成了一种超疏水型多功能压裂液用减阻剂SHJZ-1。通过红外光谱仪对合成产物减阻剂结构进行表征,且通过高温高压岩心动态损害评价系统、接触角测量仪、哈克流变仪、闭合管路摩阻测试仪等方法对其性能进行综合评价。结果表明,该减阻剂SHJZ-1溶解时间短,起黏快;当盐水的矿化度达到40000 mg/L时,0.5%SHJZ-1溶液的减阻率在68%左右;0.15%SHJZ-1溶液在140℃下高温老化,减阻率仍能达到70%以上;1.3%SHJZ-1溶液处理后的岩心表现出超疏水效果,岩心接触角为151.21°;该减阻剂溶液对岩心平均渗透率伤害率仅为11.6%。超疏水型多功能压裂液体系在HX-1井顺利进行了现场应用,压裂过程中压裂液性能比较平稳,压后产量与临井相比提升10%以上,实现了提质增效的目的。

耐高温可加重酸性交联压裂液的研发与性能评价

针对高温深层油气藏埋藏深,地层破裂压力高、压裂施工难度大的问题,开展耐高温可加重压裂液研究。通过室内实验自主合成了一种耐温抗盐的聚合物稠化剂TS-700和适用于酸性交联的有机锆交联剂OZ-60,优化了添加剂加量,形成了一种耐温180℃可加重酸性交联压裂液体系。研究了加重压裂液黏度、减阻、延迟交联规律,并评价了耐温抗剪切性能、悬砂性能、破胶及岩心伤害性能和管柱腐蚀能力。结果表明,该体系在酸性条件下进行交联,通过调整交联剂加量和pH,交联时间可控在3~12 min;高温有利于黏度提升,加重降低了基液黏度,密度为1.20 g/cm^(3)的加重压裂液配方在180℃条件下剪切120 min后,保留黏度仍大于70 mPa·s。加重剂会在一定程度上降低压裂液的减阻性能,但在不同稠化剂加量下的加重压裂液减阻率仍可达68.04%以上,满足有效降低长距离井筒中摩阻损失的要求。交联压裂液在常温和100℃条件下均展现出优异的悬砂效果,支撑剂沉降速率低。破胶与岩心伤害实验结果表明,交联体系在0.03%破胶剂加量下即可实现完全破胶,破胶液对致密岩心伤害率仅为19.42%。高温高压动态腐蚀实验结果表明,全配方压裂液对N80和13Cr钢材具有较低的腐蚀速率,能够保障现场压裂管柱的安全性。

无水改性乙二醇基速溶压裂液研制及应用

吉兰泰油田JH2断块具有黏土含量高、储层胶结疏松等特点,属于强水敏储层,传统水基压裂液易造成储层水敏,不满足该类储层压裂改造需求。基于无水醇基压裂液的增产优势,对传统水基压裂进行改性,研制出一套无水改性乙二醇基速溶压裂液。室内对该压裂液的剪切稳定性、静态悬砂性、静态滤失性能、破胶性能及残渣含量进行评价,各项性能指标优异。现场对JH2X井应用无水改性乙二醇基速溶压裂液进行两段压裂,共计入井总液量463.1 m^(3),总砂量50 m^(3),压后关井1 d,开井返排2 h见油花,测试产量33.5 t/d,首月累产油突破1000 t,增产效果明显。该压裂液有效解决了强水敏储层增产改造难题,对同类储层压裂增产具有很好的借鉴意义。

煤层气压裂液研究现状与发展

为了研究压裂液在煤层气压裂中的应用现状,提高压裂液与煤储层压裂技术的匹配从而提高压裂效果,对目前使用的活性水压裂液、交联冻胶压裂液、清洁压裂液和泡沫压裂液的性能与特点,以及各类型压裂液的应用现状进行了分析总结。分析认为活性水和交联冻胶压裂液配置简单、携砂能力强、使用范围广,仍是煤层气压裂液的主要类型;低压、低温、强水敏等有特殊要求的储层可使用泡沫压裂液、清洁压裂液等低伤害的压裂液。结合目前国内外最新进展阐述了氮气压裂液、增能压裂液、纳米压裂液、混合压裂液等新型压裂液的核心技术与特点。氮气压裂液使用液体氮气作为携砂载体,最大限度地降低了煤储层伤害;增能压裂液内部的化学反应产生的热量使其能够自动升温增压,在储层内部产生泡沫,达到和泡沫压裂液类似的效果;通过纳米技术对压裂液原料进行改性从而提高压裂液性能有望在压裂液研究上获得突破;混合压裂液结合了活性水与交联压裂液的优点。最后指出在满足低伤害、低成本、高效环保等技术指标的前提下,成熟压裂液优化和单剂研发、新型压裂液体系的研究突破口、压裂液返排液的回收利用是煤层气压裂液的研究方向。

深层页岩气储层耐温抗盐型滑溜水压裂液体系研究

为满足深层页岩气储层压裂施工对压裂液性能的要求,以丙烯酰胺、刚性基团阳离子单体和N-乙烯吡咯烷酮为原料复配了一种高效耐温抗盐型降阻剂GHR-1,并结合助排剂和黏土稳定剂,形成了一套适合深层页岩气储层的耐温抗盐型滑溜水压裂液体系,对其综合性能进行了评价。结果表明:滑溜水体系的防膨性能、表面张力、pH值、运动黏度、残渣含量以及与地层水的配伍性等基本指标均满足行业标准要求。体系的耐温抗盐性能较好,在最高温度为140℃或者矿化度达到204.8 g/L时,滑溜水的减阻率仍能达到70%以上。体系对目标区块页岩储层岩心的基质渗透率伤害率低于10%,具有较好的储层保护效果。耐温抗盐型滑溜水压裂液体系在NX-1井成功进行了现场应用,施工过程中滑溜水压裂液性能比较稳定,现场减阻效果较好,测试产气量达到了42.35×10^(4)m^(3)/d,压裂增产效果较好。

耐高矿化度超支化聚合物滑溜水压裂液减阻与流变性关系研究

滑溜水压裂液是页岩气等非常规油气藏开采的重要材料,为明确高矿化度下聚合物滑溜水压裂液流变性与减阻性能关系,研究了超支化聚合物在不同浓度和不同矿化度下的流变性能,同时在大型摩擦阻力测试装置中测试其压差数据和摩擦阻力性能,在20万矿化度下减阻率可以达到70%左右。分析了聚合物的浓度、高矿化度对超支化聚合物流变性与减阻率的影响。并将计算得到的超支化聚合物在管路中流动的摩擦阻力系数(f)、广义雷诺数(Re)与聚合物溶液流变学参数(n)相关联,建立了表征高矿化度条件下超支化聚合物溶液摩擦阻力系数新方程,并获得了高矿化度下滑溜水摩阻系数与Re的幂律关系式。

低碳烃无水压裂液体系构建及性能评价

非常规油气储层采用水基压裂液压裂施工过程中,易对储层造成二次伤害,并且浪费大量的水资源。因此,室内以正己烷为基液,通过优选合适的交联剂和胶凝剂,研制了一种低碳烃无水压裂液体系,并对其综合性能进行了评价。结果表明:低碳烃无水压裂液体系具有良好的耐温抗剪切性能、黏弹性能和携砂性能,能够满足现场加砂压裂施工的需求。体系的破胶性能良好,加入2.4%的破胶剂醋酸钠破胶2.5 h后体系黏度可以降低至10 mPa·s以下。此外,压裂液体系破胶后对储层岩心的渗透率伤害率小于10%,具有低伤害的特点。低碳烃无水压裂液体系现场应用效果较好,SS-Y2井压裂后日产油量显著提高,达到了压裂增产的目的。研制的低碳烃无水压裂液体系在非常规油气储层压裂施工领域具有较为广阔的应用前景。

煤层气井水力压裂液分析与展望

对目前煤层气常用的压裂液体系进行了分析,对比各自的优缺点及其适用性,并重点分析了泡沫压裂液与清洁压裂液的性能,通过实验室数据与实际应用效果得出,泡沫压裂液体系应优选N_2为其气相;清洁压裂液需要降低合成条件与成本,并研究清洁压裂液内部破胶技术,以减少破胶剂的使用,保护环境。目前煤层气压裂液存在的主要问题有:传统压裂液对地层伤害大,先进的技术难以推广应用,新型压裂液成本高,工艺复杂等;针对存在的问题提出相应的对策:传统压裂液应针对不同敏感性地层条件研制出合适的破胶体系,优化工艺,加强配套工艺技术的研究等。最后指出高效、低伤害、低成本是今后煤层气压裂液的发展方向,开展疏水缔合聚合物–黏弹性表面活性剂清洁压裂液体系、纳米技术的研究,也是今后煤层气压裂、提高煤层气产量的重要手段。

页岩气EDR-1滑溜水压裂液开发与现场应用

DR-70乳液减阻剂是依据反相乳液聚合的基本原理合成,其配方为:油水比0.62,m(AM):m (IA):m(AMPS)为1:0.23:3.04,反应温度为35~45℃,反应时间为4 h。EDR-1滑溜水压裂液的最佳体系配比为:DR-70乳液减阻剂,0.1%;助排剂FKZPJ-102,0.3%;黏土稳定剂FKFPJ-301,0.5%。该配比下EDR-1滑溜水压裂液的起黏时间为20~45 s,减阻率大于70%。EDR-1滑溜水压裂液残液具有表面张力小、利于返排,还兼具优异的防膨性等特点。研制了流体摩阻测试仪,用以评价滑溜水压裂液的减阻性能。结合Toms伪塑机理、黏性机理以及弹性机理,对DR-70减阻剂的减阻机理进行了阐释。在CY水平井第15段压裂施工作业中先后分别泵注了EDR-1滑溜水压裂液及AD-12滑溜水压裂液并进行对比,在施工排量均为13 m3/min的情况下,施工停泵压力57.2 MPa;使用EDR-1滑溜水压裂液体系其施工泵压范围为74~77 MPa,施工摩阻为16.8~19.8 MPa。对比使用AD-12滑溜水压裂液体系施工泵压上涨4~7 MPa,施工泵压范围为78~84 MPa,施工摩阻为20.8~26.8 MPa。相比之下,较低的施工摩阻,展现了EDR-1滑溜水压裂液良好的减阻性能。

乳液型压裂液降阻剂的合成及其性能

采用反相乳液聚合法,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为单体,过硫酸钠/亚硫酸钠为引发剂,失水山梨醇油酸酯和烷基酚聚氧乙烯醚为乳化剂,合成滑溜水压裂液用乳液型降阻剂;考察乳化剂和引发剂的用量、反应温度对单体转化率及产物性能的影响;采用FTIR和13C NMR等方法对产物进行表征。表征结果显示,产物为P(AM-AA-AMPS),黏均相对分子质量大于1×107。实验结果表明,合成降阻剂的适宜条件为:反应温度25℃、乳化剂用量3%(w)(基于乳液的质量)、引发剂用量0.025%(w)(基于单体的总质量),在此条件下单体转化率可达99.9%,乳液黏度为650 m Pa s,乳液固含量为35%(w);在清水中加入0.10%(w)的降阻剂,降阻率达到61.5%,剪切5 min时降阻率仅降至60.6%,且具有良好的抗剪切能力。

复合无机盐加重压裂液研究

筛选了两种无机盐复配作为压裂液加重剂,研究了复配比例对性能的影响,确定最佳复配比。优选适用于加重压裂液的添加剂,并对所形成的压裂液体系性能进行研究。该压裂液密度可达1.349g/cm3,耐温135℃以上,具有很好的携砂性和稳定性,高温下顺利破胶,可应用于深井压裂中。

高温油藏用海水基压裂液研究进展

随着我国海上油气田开发的进行,压裂作业向海洋进军是开发技术发展的趋势之一,研究适用于海上高温油藏的海水基压裂液是节约施工成本、缩短施工周期和提高工作效率的关键。国外在胍胶为稠化剂的压裂液和黏弹性表面活性剂清洁压裂液研究的最多,但由于其耐温性不高,限制了其在高温油藏中的应用;国内则在合成聚合物类高温海水基压裂液方面取得突破。分析认为,以速溶聚合物为稠化剂的耐高温中性-弱酸性海水基压裂液是研究的重要方向。

新型非交联压裂液的摩阻特性研究

对一种新型非交联压裂液的摩阻特性进行了研究。首先在实验室流动回路中测试了不同流量下非交联压裂液的摩阻,并与常规胍胶压裂液做了对比,结果表明非交联压裂液降的摩阻明显低于交联的胍胶压裂液,随排量增大非交联压裂液降阻率增加,加重后的非交联压裂液摩阻会更低。在油井中进行了一系列压裂液摩阻测试,非交联压裂液显示了十分优良的低摩阻性能,降阻率可达到72. 3%,与室内测试结果的规律性一致。一系列的实验及施工充分地证实了这种新型非交联压裂液独特的低摩阻性能,对于超深超高压井压裂施工具有重要意义。

应对储层改造新形势的三种压裂液体系研究

压裂工艺技术是提升油气产量的一个重要措施,而压裂液则是压裂工艺技术中必备的施工材料,所以对压裂液进行优化可以很大程度提升油气的产量。近年来,储层改造的目的层不断加深,地层温度越来越高,非常规储层水平井压裂数量呈现出上升趋势,为了适应这一新形势,压裂液也朝着耐高温低成本的方向发展。本文就对压裂液中的超高温压裂液、加重压裂液、变粘滑溜水液体体系进行了详细的分析,希望在满足储层改造技术要求的同时加强储层保护的力度。

新型滑溜水压裂液的性能研究

面对非常规能源的开发,常规滑溜水压裂液低携砂、高摩阻和高伤害等问题越发凸显,严重制约了压裂技术的发展.通过优选新型减阻剂BCG-1形成了一种新型的滑溜水压裂液.静态落球沉降实验结果表明,0.2％BCG-1溶液的携砂性能好于浓度为0.4％的其它减阻剂;0.25％BCG-1溶液的储能模量与耗能模量出现交点,黏弹性测试结果及携砂性能分析表明,BCG-1在0.20％～0.25％的使用浓度下,即获得了良好的低黏高弹性,携砂性能好;0.2％BCG-1的摩阻低,减阻塞在50％以上;使用自制的低温破胶剂GMD后,在30℃彻底破胶,残渣含量低 在延川南煤层气井的压裂施工中进行了成功应用,平均砂比达到15％,远优于现有的常规滑溜水压裂液体系.

国外减阻水压裂液技术及其研究进展

在系统调研国外减阻水压裂液相关文献的基础上,阐述了国外减阻水压裂液技术的发展历程,并从新型减阻水压裂液体系、添加剂之间的相互作用、破坏剂的优选、无害化减阻剂的研究、抗盐减阻剂的研究以及支撑剂传输系统的改进等方面介绍了其最新研究进展。得出减阻水压裂液的优点是低伤害、低成本、产生的裂缝网络复杂度高体积大、易于循环利用,缺点是对支撑剂的输送能力较差以及对水的需求量较大。同时对如何弥补减阻水压裂液的缺点提出了合理建议。对中国致密页岩气开采中减阻水压裂液的应用及研究具有一定的参考价值。

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。

压裂液存留液对致密油储层渗吸替油效果的影响

统计长庆油田罗＊区块2015年存地液量与油井一年累积产量的关系发现,存地液量越大,一年累积产量越高,与常规的返排率越高产量越高概念恰恰相反,可能与存地液的自发渗吸替油有关。核磁实验结果表明,渗吸替油不同于驱替作用,渗吸过程中小孔隙对采出程度贡献大,而驱替过程中大孔隙对采出程度贡献大,但从现场致密储层岩心孔隙度来看,储层驱替效果明显弱于渗吸效果。通过实验研究了影响自发渗吸效率因素,探索影响压裂液油水置换的关键影响因素,得出了最佳渗吸采出率及最大渗吸速度现场参数。结果表明,各参数对渗吸速度的影响顺序为：界面张力〉渗透率〉原油黏度〉矿化度,岩心渗透率越大,渗吸采收率越大,但是增幅逐渐减小;原油黏度越小,渗吸采收率越大;渗吸液矿化度越大,渗吸采收率越大;当渗吸液中助排剂浓度在0.005%~5%,即界面张力在0.316~10.815 m N/m范围内时,浓度为0.5%（界面张力为0.869 m N/m）的渗吸液可以使渗吸采收率达到最大。静态渗吸结果表明：并不是界面张力越低,采收率越高,而是存在某一最佳界面张力,使地层中被绕流油的数量减少,渗吸采收率达到最高,为油田提高致密储层采收率提供实验指导。

非交联压裂液的摩阻测试及现场应用

在实验室自制流动回路中测试了一种非交联压裂液的摩阻,并与常规胍胶压裂液的摩阻进行了对比。在相同流量下,非交联压裂液降的摩阻明显低于常规胍胶压裂液。在现场对一系列压裂液进行了油管中的摩阻测试,非交联压裂液的摩阻低于胍胶压裂液摩阻,并且加重后的非交联压裂液同样具有良好的低摩阻性能,这与室内测试结果的规律性一致。采用非交联压裂液在塔里木油田进行了数口井次的施工,同样显示了其良好的低摩阻特性,不仅验证了试验测试结果的正确性,更能进一步推进非交联压裂液的现场应用,对于超深超高压井压裂施工具有重要意义。

新型致密油藏可回收滑溜水压裂液的研发与应用

致密油气藏压裂对压裂液的需求从常规的交联冻胶向低黏液体和滑溜水压裂液体系转变。从分子设计入手,合成了新型耐盐减阻剂,研发了用于致密油气储层压裂改造的新型耐盐低伤害滑溜水压裂液体系。根据标准SY/T 5107-2005对该体系进行评价,结果表明该体系具有较好的耐盐、耐温、耐剪切性能,良好的黏弹性,持续的减阻稳定性,可回收再配液。油田现场试验表明,新型压裂液体系能够适应在线连续混配,施工效果明显。