Dehydration Mechanism of Secondary Cross-linked Gels

In this paper, microscopic characteristics of preformed gels （PGs） and secondary cross-linked gels （SCG） with the same concentration were analyzed by atomic force microscopy （AFM）. Experimental results indicate that the microstructure of secondary cross-linked gels is a thick 3-D network, in which micro-holes and irregular macro-holes are embedded. The maximum width of the irregular macro-holes is 200 nm. In the SCG two different chemical bonds were formed, which leads to the structural inhomogeneity and the asymmetry of the crosslinking density. The structural inhomogeneity of SCG results in the formation of irregular macro-holes. The excessive cross-linking density is the primary reason for dehydration of SCG and the presence of irregular macro-holes in SCG can facilitate dehydration.

胍胶压裂液对塔24区储层伤害机理分析

塔24区块储层是典型的致密储层,储层发育不成熟,地层性质复杂,压裂液伤害机理不明确。为明确胍胶压裂液体系对塔24区块储层的伤害机理,将胍胶压裂液体系分为胍胶压裂液基液、破胶液、胍胶压裂液滤液、胍胶压裂液基液与破胶液,利用岩心酸化流动仪测试四种液体对岩心导流能力的影响,结合CT扫描分析岩心内液体分布与孔隙孔喉变化,揭示了四种不同液体对储层的伤害机理。分析实验结果发现:胍胶压裂液基液与破胶液对储层伤害最严重,主要原因是胍胶堵塞、岩心酸蚀作用产生沉淀;胍胶压裂液基液堵塞岩心内大孔隙孔喉,破胶液堵塞岩心的大孔喉、中小孔隙孔喉。胍胶压裂液配方经改良后,降低胍胶质量分数为0.35%,降低破胶液中过硫酸钾质量分数为0.06%,岩心孔隙伤害率降低9%,孔喉伤害率降低41%,优化效果显著。

百力士160生物酶在压裂液破胶中的适应性研究

介绍了百力士160生物酶的破胶机理。分析了压裂液添加剂、pH值、温度、部分离子、相关物质、APS破胶剂等因素对酶活性的影响。结果表明,压裂液添加剂对酶破胶活性影响不大;80～90℃、pH值7～9为酶的最佳活性条件;离子对酶活性的影响从大到小依次为:Ca2+、I-、Mg2+、Na+、Cl-、Br-、K+、Fe3+,有机汞、重金属盐使酶失去活性;APS破胶剂的投加量在0.01%～0.05%、酶浓度大于0.003%时,APS破胶剂对酶活性影响不大。同时在辽河油田进行了现场试验,施工成功率100%,累计增油5530t,增气909×104m3。

海水基压裂液用螯合剂的研制及性能评价

海水矿化度和钙镁离子含量高,配液时会对压裂液溶胀、交联、破胶等造成影响。为降低海水对压裂液的影响,以甲醛、亚磷酸、多乙烯多胺为原料制备有机膦酸类螯合剂SW-CA,研究了影响其螯合效果的因素,通过扫描电镜观察晶体形态、分析其作用机理,评价了其对压裂液交联性能和破胶的影响。结果表明,螯合剂SW-CA对Ca^2+、Mg^2+的螯合值分别为276、218 mg/g,螯合效果随SW-CA用量增大而增大,随矿化度、温度、pH值增大而减小。加入螯合剂后,沉淀晶体颗粒变得疏松分散,作用机理主要为螯合作用和晶格畸变作用。在海水中加入1%SW-CA可改善基液的交联性能,提高基液的黏度和耐温耐剪切性。加入1%SW-CA压裂液的破胶时间可控,破胶性能良好,残渣含量为113 mg/L。将陶粒在加入螯合剂的压裂液破胶液中浸泡4 h后,陶粒表面只有少量胍胶残渣吸附,避免了无机盐的沉淀析出,降低了对支撑剂导流能力的影响。螯合剂SW-CA与压裂液的配伍性良好,满足现场施工要求。

深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术

深水钻完井工程成本高、作业条件苛刻、安全风险大,一旦发生严重的储层损害就有可能导致油气产能大幅度降低,造成巨大的经济损失。为了给深水油气钻探开发中制定和实施储层保护技术措施提供支撑,借助X射线衍射、压汞、扫描电镜、水化膨胀分散实验以及储层敏感性流动实验等手段,分析了中国南海某深水气田储层损害的机理,提出了储层保护技术对策,构建了适合该深水气田储层保护的钻井完井液。研究结果表明:①该深水气田储层为高孔高渗砂岩储层,黏土含量平均为12.38%,存在着强速敏性和中等程度的水敏性;②储层损害的主要原因是钻完井工作液中的固相侵入以及工作储层岩石不配伍;③通过理想充填暂堵方法对宽尺寸孔喉有效暂堵是保护储层的关键技术措施;④所构建的水基钻井完井液在2~75℃深水井筒温度下具有稳定的流变性,直接返排解堵岩心渗透率恢复值介于74.5%~92.24%,与隐形酸完井液顺序污染岩心后渗透率恢复值大于86%。现场应用于4口深水井的效果表明,4口井均未发生井下复杂情况,作业结束后直接返排解堵,节约了完井作业时间。结论认为,该钻井完井液可以满足深水高孔高渗储层钻井技术的要求,实现了免破胶作业,储层保护效果优良。

压裂液残渣对不同支撑剂导流能力的影响

利用导流能力测试装置,测试了压力、温度和压裂液作用对陶粒和树脂覆膜砂填充层导流能力的影响,并对造成填充层导流能力下降的原因进行分析。破胶液返排后,无论对于陶粒还是树脂覆膜砂填充层的导流能力均有较大幅度降低,分别降低了83.07%和69.26%。单独分析压力、温度和压裂液作用三个因素对两种填充层导流能力的影响,发现颗粒的破碎和运移以及破胶液残渣的滞留是造成陶粒填充层导流能力下降的主要原因;而颗粒的变形是造成树脂覆膜砂填充层导流能力下降的主要原因。与陶粒填充层相比,树脂覆膜砂填充层中破胶液返排更加容易和彻底。

黄陵油田压裂液回收利用分析

针对林区油井水力压裂改造规模的扩大,试油压裂产生的废水大量增加,传统方法处理废水成本高,环保压力大问题。采用液体回收处理再利用技术让压裂返排液和抽汲液体经过回收装置和添加剂处理后,实现同一口井和相邻井间返排液的回收再压裂利用。现场应用表明,回收液体利用率达到90%以上,单口水平井节约用水24.86%,单口直井节约用水最高可达50%,为今后压裂返排液利用提供了可靠的技术保障。

清洁压裂液在七里村采油厂的应用

根据国内外关于压裂液和表面活性剂的研究成果,运用表面化学、流变学和说理压裂工程等多学科知识和方法来解决清洁压裂液的理论与实践问题。研究了较完整的清洁压裂液体系及其应用技术:清洁压裂液的组成和配方,清洁压裂液的性能,清洁压裂液的成胶机理等。最终开发出能适用于油矿实际的清洁压裂液体系及应用技术,解决胍尔胶压裂液对地层伤害较大的缺点,使油矿低渗透油藏的压裂增产效果获得提高。将清洁压裂液应用到延长油矿七里村采油厂的16口井中,成功率达100%。

水基压裂液低温破胶机理与发展应用

介绍了水基压裂液低温破胶剂,包括氧化破胶剂、生物酶破胶剂和复合型破胶剂。简述了氧化破胶剂和生物酶破胶剂的作用机理与影响机制;分析了金属或金属螯合物、表面活性剂以及双氧化剂破胶体系、氧化还原破胶体系、三元复合破胶体系中的复配物对氧化破胶剂过硫酸盐的活化作用;总结了氧化破胶剂、生物酶破胶剂和复合型破胶剂的现场应用效果,对低温压裂液破胶剂的发展提出了建议。

低温压裂液用破胶活化剂研制与应用

为解决低温(10~50℃)储层用压裂液破胶困难的问题,研制了聚胺破胶活化剂,探索了破胶活化剂的作用机理,测定了聚胺破胶活化剂对低温压裂液体系的静态破胶时间、动态破胶过程、残渣含量和岩心基质渗透率损害率的影响。实验结果表明,聚胺破胶活化剂可有效降低压裂液体系的静态和动态破胶时间;聚胺破胶活化剂可有效降低压裂液体系中的残渣含量和岩心的基质渗透率损害率,残渣含量降低率可达20%以上,平均损害率降低率为13.1%。现场应用表明,破胶活化剂可以使压裂液体系在低温下实现有效破胶。