天然气对清洁压裂液的破胶实验

黏弹性表面活性剂(VES)清洁压裂液由于低伤害等特点已广泛应用于压裂与防砂等作业。原油和地层水对VES破胶机理与实验研究已相当充分,但天然气对VES的破胶作用至今无公开的实验数据,影响了清洁压裂液在气井改造中的推广应用。为此设计了一套实验流程,通过流变仪测量VES内充入天然气后的黏度变化,评价了天然气和套管伴生气对3种VES压裂液的影响。实验证明,不同类型的VES被天然气降黏幅度存在较大差别,降黏幅度随天然气的压力升高而提高,随天然气中C2以上成分含量的提高而增高。实验评价的阳离子型和两性离子型的VES可在低压下大幅度被天然气降黏,而阴离子型降黏需要较高压力。二氧化碳对降黏阴离子型的VES有一定影响,而对阳离子型和两性离子型的VES没有影响。被天然气降黏后的VES经过真空脱气后,黏度不能恢复,说明真空条件不能破坏天然气与VES的胶束结构,经天然气破胶的VES重复利用还存在技术困难。

煤层气水平井可生物降解钻井液流变性研究

在室内实验的基础上,对煤层气水平井钻井用可生物降解钻井液的流变模式和影响其破胶效果的影响因素(底物类型、底物浓度、生物酶类型和生物酶浓度等)进行了分析。结果表明:幂律模式可作为可生物降解钻井液的优选流变模式;相比魔芋而言,胍尔胶和羧甲基纤维素(CMC)的降解更容易被控制;CMC和生物酶SE-1反应的最佳质量分数比为3∶1;在3种生物酶中,特种酶SE-2具有较高的活性,适合在短时间内对聚合物进行破胶;生物酶浓度的增加可加快破胶过程。实验也表明,可生物降解钻井液的破胶时间在13.5～74.5h内可控、破胶率在20%～100%内可控;作为催化剂的生物酶专一性强,能使可生物降解钻井液保持井壁稳定和储层低伤害的双重优点,适于煤层气水平井钻进。

压裂液破胶过程伤害微观机理

水力压裂改造后的残渣伤害一直是制约压裂改造效果提高的关键问题。常规破胶实验以及导流能力实验结果表明,瓜胶压裂液破胶过程产生的不溶物会导致储层受到伤害,并通过实验进行了论证。利用激光粒度仪研究了破胶过程中瓜胶尺寸的变化,利用凝胶渗透色谱仪研究了破胶过程中瓜胶分子量及其分布的变化,发现氧化破胶剂对瓜胶分子尺寸以及分子量的有效降解能力较差;通过高效液相色谱仪研究了破胶过程中瓜胶分子结构变化,并对破胶后残渣分子结构进行了定性分析,结果表明,破胶反应初期侧链半乳糖离解速率远大于主链甘露糖离解速率,使得瓜胶分子内M/G值大幅度提高,分子溶解性降低。氧化类破胶剂难以使瓜胶分子完全降解以及破胶过程中瓜胶溶解性降低2方面因素综合作用是破胶过程水不溶物产生的根本原因。

固体草酸双层微胶囊化制备方法及性能评价

针对氯化铵 /亚硝酸盐化学生热压裂液破胶体系存在的羟丙基瓜尔胶用量大、粘度难提高 (一般为 1 0 0mPa·s)、应用范围窄、压裂成本过大的问题 ,提出采用化学物理方法———油相相分离法将草酸微胶囊化。通过微胶囊制备实验 ,确定乙基纤维素作第一层囊壁 ,芯材比为 1 0∶2 ,石蜡作第二层囊壁 ,芯材比为 5∶2。缓释实验结果表明 ,微胶囊具有较高的产率 ,按上述条件制成的微胶囊具有很好的缓释性能 ,pH值为 8左右的水溶液在 3h以后pH值才下降为 7.5 ,对压裂液粘度不会造成很大的影响 ,很好地解决了氯化铵

低浓度聚合物压裂液体系研究与应用效果评价

聚合物压裂液冻胶体系在压裂施工过程中会在裂缝中和裂缝壁留下残渣造成储层伤害,降低聚合物浓度可以减轻这种伤害,但又会遇到冻胶体系黏弹性降低支撑剂沉降的问题,因此,研究优选满足携砂要求的低浓度聚合物压裂液体系具有实际意义。用实验方法研究了低浓度聚合物压裂液的增稠剂、交联剂及破胶剂,并评价了压裂液体系的抗温抗剪切性能、流变性能、携砂性能、破胶性能、低伤害性能、防膨性能和滤失性能。实验结果表明,低浓度聚合物压裂液的浓度为常规聚合物压裂液浓度一半时即可满足压裂时的携砂要求,抗温抗剪切性能优于清洁压裂液和常规聚合物压裂液,并且破胶后的残渣量明显减少,降低了对储层的伤害程度,是一种较为环保的低伤害压裂液。

煤层压裂低温可控隐形破胶清洁压裂液

采用黏弹性表面活性剂为主剂,研制的低温可控隐形破胶清洁压裂液在沁水盆地樊庄区块现场试验效果良好,该体系在低温煤层气压裂中具有良好的应用潜力。

无固相凝胶堵剂NSG-2的合成与性能评价

以田菁胶、磨芋胶、多聚甲醛和凝胶增强剂为主要原料 ,合成新型的无固相凝胶定时堵剂NSG - 2。实验研究了NSG - 2的合成条件 ,并对其性能进行了评价。结果表明 :该堵剂通过控制合成条件 ,能在漏层部位定时堵隔和解堵 。

缓胶压裂液技术在川西沙溪庙低渗气藏的应用

文中介绍了一种缓胶压裂液技术。该技术配制的压裂液具有良好的延迟交联性能和延迟破胶性能 ,适合于大规模、大排量加砂压裂 ,且破胶彻底 ,返排迅速。现场应用表明 ,该压裂液技术对低渗油气藏的增产效果十分明显。

胶联暂堵型修井液在渤海油田的应用

为了解决渤海地区修井过程中漏失及作业后产量恢复周期长的问题,开发了胶联暂堵型修井液体系,此修井液为无固相修井液,并且在渤海油田成功应用,在作业过程中具有高效封堵及可控制破胶周期的特点,作业后油气产量提高和含水率下降明显,且破胶后的流体进入地层表现出具有一定稳定地层粘土矿物的作用。

压裂液破胶效果对支撑剂回流影响的实验研究

川西浅层蓬莱镇组气藏地层温度低,容易出现压裂液破胶不彻底的情况,压后排液时常常导致支撑剂的回流返吐。研究压裂液破胶效果对支撑剂回流的影响规律,确定一个合适的破胶液粘度,对于压裂液配方优化调整具有重要的现实意义。文章对压裂液破胶效果与支撑剂回流返吐的影响关系作了详细的实验评价,证实破胶液粘度的临界点为10mPa.s,破胶液粘度低于10mPa.s时基本上不会对支撑剂回流产生影响。

压裂后污染处理技术研究与应用评价

压裂是油层改造、新井投产、老井稳产、单井产能提高的重要手段,然而压裂增产的同时,也会不可避免地给油层带来较为严重的伤害,导致压裂无效或减产,不能达到预期的增产效果,为此试验应用了压裂后污染处理技术。该技术由HY-25、HY-26、HY-27三种成分组成,可有效缩短排液周期,改善破胶液返排效果,对支撑剂质量不产生明显影响。现场实施后效果非常好,产液量增加,含水率大幅度下降。低渗透油田压裂后污染处理技术针对性强,综合性强,采用多段塞配合的新工艺,施工工艺简单,成功率高,低伤害,低成本,施工安全,处理效果显著。

速溶胍胶压裂液体系性能评价

本文对速溶胍胶压裂液体系进行了流变性能、破胶性能、残渣含量的评价。实验结果表明,速溶胍胶压裂液体系溶胀速度快,对地层伤害小,在大规模的压裂施工过程中具有广阔的应用前景。

弹性液体胶塞修井防漏机理及应用

针对低压油气藏修井液漏失问题,研发了一种具有玻璃态特征的弹性液体胶塞,能显著提高地层承压能力并阻断压井液漏失,防止地层损害,且无需破胶工艺,能实现高效返排解堵。技术原理为地面预交联(泵得进)→井下高温再交联(堵得住)→后期在外力作用下破裂成弹性颗粒(返得出)。实验研究表明:弹性液体胶塞抗温为150℃、抗压为20 MPa、抗盐为30×104 mg/L,能满足盐水配制需求,岩心渗透率恢复值大于90%。现场试验表明:在地层压力系数为0.818、温度为133℃的凝析气井修井时采取弹性液体胶塞技术后,修井持续41d,未出现气侵上窜,基本无漏失。弹性液体胶塞破裂返排后,憋压试验表明,滤饼暂堵层承压能力达29.4 MPa,气举仅12h便诱喷成功,生产25d压力恢复率为92%,产量恢复率达100%,生产恢复能力明显提高。