高温深井非交联无残渣加重压裂液性能研究

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,但普通胍胶加重压裂液存在残渣含量高、管路摩阻大、不抗剪切等缺点,而一般VES类压裂液使用温度受限。针对以上问题,本文研究了密度达到1.3g/cm^3,耐温达到140℃的新型加重压裂液体系,压裂液配方为:0.6%GRF-1H+0.3%稠化辅剂GRF-2+37.05%加重剂JZ12,并评价了该体系的动态携砂性能、耐温耐剪切性、滤失性及对裂缝导流能力的伤害。实验表明:新型加重压裂液黏度达到22mPa·s以上时就具有良好的携砂性能,该体系具有良好的抗温、抗剪切性能,而且随着密度的上升,体系具有显著的盐增稠效应。使用真实岩心评价了该体系的静态滤失性能,该体系没有滤饼但却具有良好的控制滤失能力。该体系对裂缝导流能力的伤害率仅为8.94%,远小于硼交联HPG压裂液。

加重压裂液的研究与应用

压裂液加重是解决高温深井酸化压裂施工压力高、压开难度大的重要手段之一,实验优化形成了能够满足不同加重要求的加重压裂液配方,并对其性能进行了系统的室内评价。结果表明,研制的加重压裂液溶胀性能良好,压裂液密度与盐含量呈线性关系,压裂液密度最高可达1.43g/cm3;随着盐含量增加,压裂液冻胶黏度将大幅下降,稳定性也随之降低,但通过增加交联剂用量可提高加重压裂液在高温下的稳定性;其延迟交联性能能够较好地降低施工管路摩阻,4.0m3/min排量下降阻率达39.9%;在高温(>90℃)环境下能实现快速破胶,破胶液表面张力低(28mN/m);支撑裂缝导流能力伤害率为7%～21%。结合现场一口井对加重压裂液密度优化思路进行了详细的阐述。

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。

抗高温加重压裂液的研究与应用

在塔河油田压裂施工服务中,所遇到的储层埋藏深、压力高、温度高,假如用常规压裂液体系会导致地面施工压力接近或超过压裂机组及地面高压管汇、井口等的额定工作压力。为此研究开发了加重压裂液体系,通过增加井筒液柱压力的方法来降低压裂过程中的地面施工压力。研究发现,加重剂加入使交联时间延长,降低了体系n值同时增大了K值,而且使压裂液破胶困难。加重压裂液在现场应用16井次,最大井深6 830 m,最高井温168.3℃,实践证明该压裂液具有耐高温耐剪切、低摩阻的特点。

克深气藏加重压裂液返排密度降低原因研究

针对克深气藏采用硝酸钠加重压裂液进行储层改造,在地层未产水情况下返排液密度从1.32 g/cm^3下降为1.15~1.20 g/cm^3的现象,开展加重压裂液是否发生盐析和密度降低原因探讨。通过实验测试了加重压裂液和地层水混合物常压蒸发和高压蒸发后密度变化;通过高温高压长岩心实验动态模拟了加重压裂液返排过程和返排密度;结合凝析水产出机理模拟计算了凝析水产出对返排液密度影响。综合实例井生产动态数据、测井解释和硝酸钠溶解度数据,研究结果认为,含硝酸钠加重压裂液在储层条件下不会发生盐析,返排液密度的降低主要是凝析水的稀释作用、漏失钻井液及局部可动水的稀释作用,以及加重压裂液在储层中的吸附作用。该研究对加重压裂液储层改造和伤害评价具有指导意义。

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。

江苏油田加重压裂液室内研究

通过配伍性选盐及流变性测试,开发了一种耐温达150℃、密度达1.312 2 g/cm^3的羧甲基羟丙基胍胶加重压裂液,可满足5 500-6 000 m深井施工需求,与其他体系相比可降低施工压力18 MPa,为深井压裂提供了一条有效途径。

加重压裂液用聚合物稠化剂合成及性能

加重压裂液是解决施工压力过高的有效手段之一,普通瓜胶加重压裂液残渣含量较高、对地层伤害较大,而VES类压裂液又受到使用温度的限制,无法应用于高温井压裂施工。针对上述问题,利用水溶液聚合法合成了一种AM/CnDMAAC/NVP超分子聚合物BC40。通过对特性黏数和溶解性能的评价,结合正交实验与单因素法对聚合条件进行了优化,得到最佳聚合条件为:聚合单体总浓度为30%、引发剂浓度为0.12%,聚合温度为35℃,通氮排氧1 h,反应时间5 h。BC40在甲酸钠加重的水溶液中具有良好的增黏能力。配制不同密度的加重压裂液在120℃、170 s^-1条件下剪切2 h,表观黏度稳定在30 mPa·s以上,表现出良好的耐温耐剪切性能;向不同密度的加重压裂液中加入破胶剂,在95℃下均可破胶,得到的破胶液表面张力低,破胶后残渣含量低,对地层伤害小。

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。

耐高温复合盐加重压裂液体系性能研究

从加重性能和价格因素方面考虑,优选了比例为1∶3的甲酸钠和氯化钠复合盐作为加重剂,合成了一种耐高温改性羟丙基胍胶NHPG,并使用有机硼交联剂制备了一种复合盐加重压裂液体系,根据SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》中的要求评价了该体系的性能。复合盐加重压裂液体系密度为1.35 g/cm^(3),在160℃、170 s^(-1)下剪切120 min的剩余黏度高于50 mPa·s,现场应用测试表明,该体系可降低井口压力9~11 MPa,为超深高温高压油气储层的开发提供了技术支持。

抗高温低摩阻硼交联加重压裂液的制备与性能

针对高温深井致密油气藏压裂液存在的高摩阻、高施工压力和抗高温能力不足的问题,通过硼交联剂的合成和压裂液添加剂的优选,研究得到了一种密度为1.38 g/cm^(3)的低摩阻耐高温加重压裂液。并对该体系进行了交联性能、耐温耐剪切性、降阻率、静态悬砂和破胶性评价。结果表明,该压裂液体系的交联时间达10 min以上,其延迟交联性能有效地降低了管路摩阻(降阻率68.44%);此外在170℃、170 s-1下连续剪切90 min后黏度始终保持在60 mPa·s以上,95℃高温下可完全破胶,破胶液残渣含量低于行业标准,且具有优良的悬砂性能,对高压深井油气藏压裂改造具有重要意义。

加重压裂液体系优选

通过添加盐水增加压裂液密度可以有效降低井口压力而实现深井和致密井的压裂施工。受限于溶解度,单一种类盐类的加重能力有限,而通过多种可溶性盐复配可解决溶解度受限问题。为形成具有实用价值的系列高密度压裂液体系,首先优选了稠化剂,进而研究不同配方的加重剂对稠化剂水化能力及压裂液交联体系的影响,形成基本的加重压裂液体系;随后对加重压裂液体系的流变性、破胶性能、悬砂性能等参数进行了测定,并结合市场价格等综合指标确定了不同密度压裂液的加重剂配方,形成了最高密度可达1.7 g/cm3且实际可行的高密度压裂液体系。

深海油田加重压裂液性能要求及评价方法

深水深井作业对增产措施技术提出挑战。其中要求降低表面施工压力,维持设备在安全限额之内,可通过增加流体密度,在不超过设备能力的前提下提供足够的井底造缝压力。该文以西哥湾深水油田中溴化钠延迟交联高密度压裂液为例,描述高密度压裂液性能要求及评价方法。

一种缓交联耐高温加重压裂液的研究与应用

近年来由于完井装备和地面设备的限制,各类高压、超深或致密油气藏的压裂措施受到挑战。常规压裂液的密度较低,施工时井口压力较高,无法保证施工安全和措施效果,甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业。为了解决以上难题,研究了一种耐温达150℃,密度达1.365g/cm3的缓交联耐高温加重压裂液,该压裂液在150℃、170s-1的条件下剪切90min黏度仍然保持在120mPa·s以上,突破了常规KCl或NaCl加重压裂液最高只能加重到1.18g/cm3的技术瓶颈,且成本低廉,对环境无污染。该缓交联耐高温加重压裂液自开发出来已在新疆油田现场应用8井次,无一口井出现砂堵,施工成功率100%。

超细低伤害加重压裂液在元坝地区的应用

为解决元坝地区致密砂岩气藏水力压裂破裂压力高、施工难度大的问题,研制出新型超细低伤害加重压裂液.该加重压裂液使用了采用混合溶剂法制备的粒度分布在20-40 nm 范围的固体颗粒加重剂,在100 g 基液中添加70 g 纳米粒子加重剂后,密度达到1.50 g/cm^3,与胍胶体系完全相容,配伍性好;在120 ℃、170 s^-1 剪切2 h 黏度仍有77.5 mPa·s;对岩心基质伤害率小于30%,具有低伤害性质.元坝气田陆相致密储层现场试验取得良好效果,在破裂压力高的致密储层具有良好的推广应用前景.

有机硼加重压裂液添加剂筛选与现场试验

玉门油田井具有超深、超高压、超高温"三超"等特点,致使压裂施工压力高,难度大。通过合成具有加重抑制性能的水溶性加重剂,并合理筛选与其配伍的防膨剂、助排剂、交联剂、起泡剂等,研制出有机硼加重压裂液体系,密度达1.33 g/cm3,加重压裂液体系配方为:0.5%羟丙基胍胶+0.8%防膨剂+1%氯化钾+0.5%助排剂+40%BH-SRW1+0.3%碳酸钠+清水,交联剂交联比=100:0.5。该体系性能稳定,达到了现场施工要求。

低摩阻加重压裂液体系研究及应用

针对高温深井管路摩阻高、施工压力大的特点,室内通过对强延缓交联剂的研制,以及加重剂、稠化剂、助排剂的优选,研究形成了加重压裂液体系配方,并对该体系进行了流变性能、摩阻性能、悬砂流变性能的评价,结果表明:180℃、170 s^-1、连续剪切90 min后黏度依旧保持在100 mPa·s以上;剪切速率为12000 s^-1时,基液降阻率为51.34%;180℃、剪切速率170 s^-1、连续剪切90 min,含砂体系黏度大于90 mPa·s。现场应用中,使用该加重压裂液比常规压裂液的泵压降低了14 MPa,表现出良好的降阻效果。该体系满足超深、超高温、超高压油气储层改造压裂需求。

深海油田耐高温加重压裂液体系研究及性能评价

随着海洋石油科技不断进步,走向深海,挑战深水作业实践中遇到的一系列难题,对抗恶劣作业环境,对深海油田压裂技术提出了更高的技术标准和要求。本文以墨西哥湾深海油田的高温条件为背景,对压裂液体系进行了加重处理,筛选了适宜的稠化剂、交联剂和破胶剂,同时考察了交联剂对压裂液性能影响。研究得到密度可达1.65 g/cm^3、耐温170℃的深海油田溴化钠加重压裂液体系TPH。该体系在170℃、剪切速率为170 s^-1下剪切50 min后黏度大于400 m·Pa·s,90 min后黏度小于50 m·Pa·s,满足高温深井缓交联慢破胶的性能。通过对压裂液体系TPH性能测试,表明该体系的悬砂性能优异,破胶液表界面张力较低,残渣含量较少,对储层伤害性较小。该压裂液体系TPH可以满足深海油田压裂需要,为今后我国南海深水油井压裂技术实践提供了参考依据。

适用于深层页岩储层低摩阻加重压裂液的研究

通过对加重压裂液中加重剂的种类与添加量进行优化,选用无机盐加重剂复配,并进行了稠化剂与助排剂的筛选,最终构建出密度达1.21g/cm^(3)的复合盐加重压裂液体系。实验结果表明:该体系性能稳定,降阻率可达68%,能有效降低井口施工压力,减轻深层页岩气压裂设备的负荷。

工业氯化钙加重胍胶压裂液体系研究与现场试验

为了解决现有加重压裂液体系成本高及加重密度低等问题,采用工业氯化钙作为加重剂,研发了一种低成本加重压裂液技术。在分析硼交联剂在氯化钙胍胶基液中交联受阻机理的基础上,制备了耐高浓度氯化钙溶液的交联剂,可在低pH值环境下使高浓度氯化钙溶液和胍胶基液形成交联冻胶。工业氯化钙加重胍胶压裂液具有加重密度高、基液黏度低和耐温耐剪切性能良好等特点,在温度140℃、剪切速率100 s^(–1)条件下剪切2 h后,冻胶黏度大于100 mPa·s。现场试验表明,超深井采用氯化钙加重胍胶压裂液进行压裂施工,施工压力可降低10~15 MPa。研究表明,氯化钙加重胍胶压裂液性能可靠,能够降低超深高应力储层改造施工压力,提高压裂效果,具有现场推广应用价值。