压后关井期间压裂液黏度影响因素及预测模型研究

压裂液能否有效破胶是影响压裂效果的重要因素,破胶剂是实现压裂液顺利破胶的重要手段,现场主要依靠经验线性加破胶剂,通常出现压裂液破胶不彻底或过早破胶而影响压裂效果甚至导致压裂失败的现象。针对该问题,利用Arrhenius方程和黏时曲线建立了预测破胶对压裂液黏度影响的经验关系,结合黏度无因次预测模型,建立了综合考虑温度和破胶影响的压裂液黏度预测模型,利用该模型分析了压后停泵温度恢复和破胶剂浓度对压后关井期间压裂液黏度的影响。研究结果表明,停泵后温度恢复和破胶均会降低压裂液黏度;破胶对压裂液黏度的影响比温度更显著。该结果为确定关井时间和优化破胶剂加量提供了理论依据。     

一种新型线性胶压裂液的室内评价及应用

从体系交联性能、耐温耐剪切性能、滤失性能、破胶性能、助排性能以及储层岩心伤害性能等对一种由人工合成的线性胶稠化剂配置而成的新型线性胶压裂液体系进行了室内评价,并在红河油田红河121井长81层进行了现场应用。室内评价结果及现场应用表明,新型线性胶压裂液体系携砂性好,60℃条件下连续剪切90min时压裂液黏度仍保持在100mPa·s左右;破胶彻底,残渣低,在储层温度下均能完全破胶,且180min内破胶液黏度均小于5mPa·s,60℃时破胶后的残渣含量为18mg/L;破胶液黏土防膨效果较强,防膨率达到82.5%;破胶液表、界面张力较低,55℃时,破胶液的表面张力为26.7mN/m,界面张力为1.24mN/m,利于压后返排;破胶液对岩心平均伤害率仅为15.3%,伤害较低,该压裂液既能满足现场压裂施工和压后快速破胶返排的需要,又利于保护储层。     

柳杨堡气田高温压裂液体系优化

针对柳杨堡气田前期压裂施工中存在的稠化剂浓度高、残渣含量高、延时交联时间较短、施工泵注压力高、破胶不彻底等问题,优选了高温缓速交联剂,并在此基础上优化了稠化剂HPG浓度、交联比、破胶剂组合类型:稠化剂浓度由0.55%降至0.45%,最佳交联比为0.3%~0.5%。采用高温胶囊破胶剂+APS组合破胶的方式,开展了破胶剂加量优化及对应破胶时间试验,优化形成了一套适合柳杨堡深层高温气田压裂施工需要的压裂液配方。该配方有效降低了稠化剂浓度,延迟了交联时间,在保证了顺利压裂施工的同时,能够快速破胶返排。现场试验应用3井/11段,施工成功率100%,效果良好,能够满足该区块高温井压裂施工需要。     

一种新型低分子聚合物压裂液体系及其性能评价

中原油田储层物性差,压裂层位较深。为满足当前油田增产增效开发的需要,研发了一种新型低分子聚合物压裂液体系。对该压裂液体系的配方进行研究并评价其综合性能,发现该压裂液体系具有较好的耐温抗剪切性能、易于破胶且破胶彻底、配伍性好、对储层的伤害较低。现场施工结果表明,使用新型低分子聚合物压裂液体系可以取得较好的增产效果。     

纤维素酶与过硫酸铵水化胨胶试验简报

随着国民经济的发展 ,我国石油的需求量正逐年增加 ,然而我国的石油储量却十分有限。如何从有限的石油储量中把地下储藏的原油最大限度地开采出来 ,提高油井的采收率 ,目前采取的主要措施就是压裂技术 ,即通过一个地面高压泵组将高粘液体的胶胨（压裂液）以大大超过地层吸收能力的排量注入井中 ,进而在地层中形成具有足够长度、一定宽度和高度的油气通道 ,以此提高油气层的渗透能力 ,使油气畅流入井 ,起到增产增注的作用。压裂液主要成分包括成胶剂、胶联剂和破胶剂 ,成胶剂一般为纤维素衍生物 ,而破胶剂大多为过氧化物。但用过氧化物破胶 ,…     

磺酸型表面活性剂清洁压裂液的性能

本文针对阳离子表面活性剂压裂液在阴离子岩层中损失较大、会降低岩层的渗透率等缺陷,合成出阴离子磺酸盐型表面活性剂——棕榈酸甲酯磺酸钠,将此表面活性剂与助剂十八醇按质量比1:2复配后可作为压裂液增稠剂JL。JL在3.5%氯化钠溶液中迅速交联得到一种阴离子清洁压裂液。考察了该压裂液的耐温抗剪切性能、黏弹性能、携砂性能、滤失性能、破胶性能及对地层的伤害。实验结果表明：质量分数为5%的JL在3.5%的氯化钠水溶液中,1~2 min内即可快速成胶,黏弹性、耐温耐剪切性较好,80℃下的体系黏度仍能达到40 mPa·s。在体积比为40%的砂比下,悬砂效率比普通高分子水基压裂液提高48.7%。体系遇煤油易破胶,破胶液澄清,无残渣。对地层的伤害率低,为7.6%。体系呈中性,能够适用于酸敏碱敏地层,满足了低压低渗透油气藏压裂的要求。     

GA-16复合清洁压裂液的制备及其性能研究

鉴于常规阳离子表面活性剂压裂液耐温性差,破胶后易被地层吸附引起地层润湿翻转,造成地层渗透率下降等问题,选取阴离子双子表面活性剂GA-16为主剂,制备了GA-16复合清洁压裂液体系,并对其性能进行了评价。结果表明,阴离子双子表面活性剂GA-16与水杨酸钠、十二醇、纳米TiO2的复配体系性能优异,在80℃、170s-1时,其表观黏度为50mPa·s,经150min剪切后黏度保留率为77.7%;破胶完全且破胶液黏度小于5mPa·s;静态滤失对基质渗透损害率为11.02%。     

JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液的性能评价及在吉林油田的应用

吉林油田开发的双坨子、小合隆、长岭气田具有储层岩性复杂、埋藏深、地层温度高、压裂改造难度大等特点。针对这些特点研究了 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切性能。室内试验中将 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液与羟丙基胍胶压裂液对比,JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在摩阻性、破胶性、悬砂性、黏弹性上优于羟丙基胍胶压裂液。2012~2013年 JK-1002高温羧甲基胍胶压裂液在吉林油田累计施工42口天然气井,注入压裂液143912m3,支撑剂19374m3,施工压力平稳,开发效果良好,得到了广泛应用。     

高温压裂液产生硫化氢因素分析

在高温储层压后返排过程中,产生了微量硫化氢气体。根据现场条件进行模拟试验研究产生硫化氢的原因。结果表明,高温为压裂液反应产生硫化氢提供了条件;破胶剂和含硫温度稳定剂同时参加反应才能产生硫化氢;储层中含硫矿物在高温高压条件下可能发生反应产生硫化氢。在高温压裂液配方优化时,尽量避免选择含硫的温度稳定剂,以减小高温地层产生硫化氢的风险。     

耐高温海水基植物胶压裂液性能研究

针对海上油田低渗透油藏平台化压裂作业的生产要求,以我国某海域海水为研究对象,优选了离子络合剂,研究建立了耐高温的海水基植物胶压裂液体系。该植物胶稠化剂在添加络合剂的海水中溶胀速率快,压裂液配伍性好,在130℃、170s~(-1)连续剪切60min,压裂液黏度大于100mPa·s,静态滤失系数为1.49×10~(-4) m/min~(1/2),残渣含量为490.0mg/L,破胶液表面张力24.6mN/m,平均岩心渗透率损害率为22.38%,各项性能均优于行业标准要求。     

一种阴离子型表面活性剂清洁压裂液的研究

针对阳离子型表面活性剂易在砂岩上产生吸附作用而导致储层伤害问题,对一种阴离子型表面活性剂清洁压裂液配方进行了优化,并对该压裂液性能进行了评价。研究表明,该压裂液具有较好的耐温耐剪切性能和破胶性能,与储层配伍性好,对储层伤害小。同时,现场试验也取得了较好的增油效果,说明了该压裂液具有改善油田压裂施工效果的作用。     

YC-ZJ-1清洁压裂液的性能评价及应用

为满足即配即用的连续混配压裂作业需要,对开发出的YC-ZJ-1清洁压裂液性能进行评价,通过岩心伤害试验和现场应用进一步了解其特性。研究结果表明,YC-ZJ-1清洁压裂液耐温抗剪切性较强,在弱碱性条件下流变性能较好,岩心伤害率低,破胶返排能力良好,可以适用于延长油田特低渗储层的连续混配压裂作业中。     

特低渗透砂岩油藏压裂液损害实验评价

以镇泾油田长8组砂岩油层为研究对象,探讨了压裂液损害评价方法,并进行压裂液滤液对基块岩样渗透率损害率和压裂破胶液动态滤失对造缝岩样返排恢复率测定的压裂液动态损害实验;考察了压裂液与地层流体、工作液之间的配伍性,压裂液和原油的润湿性,测定了压裂液乳化率和残渣。压裂液原胶液组成为0.4%HPG（瓜尔胶）+ 0.4% AS-6（季铵盐类黏土稳定剂）+ 0.3% CX- 307（阴离子型破乳助排剂）+ 0.1% HCHO（杀菌剂）。实验结果表明,原油与破胶液按3:1、3:2、1:1 体积比混合后的乳化率均在60% 以上,而破乳率仅为12.00%～23.77%。压裂液残渣含量平均为703 mg/L,易阻塞储层渗流通道。裂缝岩样经压裂液驱替后的返排恢复率为1.48%～85.83%;当裂缝充填支撑剂后的返排恢复率为0.02%～42.9%,较单纯裂缝岩样低。基块岩样压裂液乳化损害程度强,平均损害率为89.83%;残渣液损害程度强,平均损害率为73.71%;压裂液滤液损害程度中等偏弱,平均损害率为44.85%。压裂液产生的润湿反转使岩石由水湿转化为油湿。固相侵入、碱敏、润湿反转是储层损害的主要因素。固相侵入的损害率为28.86%,润湿性相关的损害率为44.98%,基块岩样碱敏损害率26.38%、裂缝岩样为32.18%。建议采用清洁压裂降低残渣损害、选用合适的表面活性剂提高返排率,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

致密砂岩气藏压裂液体系对储层基质伤害性能评价

致密砂岩气藏由于其低孔低渗的储层特性,必须通过压裂增产措施才能实现其经济产能。以延安气田山西组致密砂岩气藏为研究对象,探讨了致密砂岩气藏压裂液评价方法,并进行了压裂液滤液对储层岩石基质渗透率伤害率和压裂液伤害后核磁共振测试试验;研究中基于压裂液与地层流体及工作液的配伍性研究,对压裂液的乳化率和残渣进行了测定,筛选出了3种适用于延安气田致密气高效开发的压裂液体系。基于岩心伤害测试评价和核磁共振测试评价表明,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系、羟甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系、黏弹性表面活性剂VES体系虽均能满足延安气田压裂液作业要求,但是对比其他2种压裂液体系,羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系具有低伤害、低残渣和高返排的优势,建议采用羟丙基胍胶(一级)弱碱性压裂液体系作为延长致密砂岩气藏储层改造的工作液体系,为该油田储层保护和有效开发提供支持。     

高温裂缝性凝析气藏压裂技术研究

针对安棚深层系特低孔特低渗高温裂缝性凝析气藏压裂的难点,研究确定了压裂液配方。根据压裂裂缝温度场模拟计算结果,研究了变浓度压裂液优化设计技术,既可保证压裂施工携砂的需要,又可实现压裂液的迅速破胶和快速返排,避免对储层的伤害;研究了在前置液中段塞式加入粉陶降滤技术,解决了压裂过程中砂堵的难题,从而保证压裂效果。通过压裂设计优化及配套斜率式加砂和裂缝强制闭合技术,提高气井的产能。现场应用后取得了明显的增产增储效果,为安棚深层系凝析气藏的开采提供了技术支撑。     

含蜡原油凝点附近的胶凝特性

含蜡原油的储能模量G′、耗能模量G″和损耗角δ等粘弹性参数可以表征原油内部结构特征,其在凝点附近随温度变化的特性可描述含蜡原油的胶凝特性.在粘弹性实验基础上采用相对温度对比研究了大庆、中原、胜利加剂和不加剂原油在凝点附近的粘弹特性,旨在探讨不同含蜡原油在凝点附近的胶凝特性及其在热油管道输送安全性评价中的作用,以全面评价含蜡原油的低温流变性与可泵送性.     

胶凝原油屈服值与结构特性参数之间的关系

含蜡原油在低温静态条件下会形成蜡晶的空间网络结构,因而处于一种胶凝状态。胶凝原油屈服值是胶凝原油结构的函数,而胶凝原油的小振幅振荡剪切粘弹性参数,如绝对复数模量│G^*│,可反映其结构强度,所以屈服值必须与│G^*│等有一定的关系。实验研究表明,在一定测量条件下,胶凝原油屈服值τy与其绝对复数模量的关系为τy＝β│F^*│^m 。     

聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液的研制

[目的]研制出聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液。[方法]基于魔芋葡甘聚糖和聚丙烯酰胺的协同增稠效应,制备出聚丙烯酰胺/魔芋胶复合型稠化剂,以有机硼为交联剂,加入杀菌剂、抗氧化剂、黏土稳定剂等添加剂,研制出聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液,并对其性能进行评价。[结果]该压裂液是非牛顿流体,具有较好的耐剪切性、易破胶、低滤失、残渣少、伤害低的特点。[结论]聚丙烯酰胺/魔芋胶压裂液满足油田压裂液的应用要求。     

从杜仲翅果中提取杜仲胶的工艺研究

对采用碱浸法分解翅果壳中的非胶部分物质,用石油醚为提取剂提取杜仲胶,用冻胶法析出杜仲胶的工艺条件进行研究,确定了从杜仲翅果壳中提取杜仲精胶的最佳工艺参数为:以碱浸法用10碱液在90℃温度下提取3 h,采用索氏提取以石油醚为溶剂在85℃下提取27 h.将提取液在0℃低温冷冻1 h析出杜仲胶,计算得到杜仲翅果壳中杜仲胶提取率为20.48,杜仲翅果中杜仲胶提取率为5.47,提取的杜仲胶纯度为87.52.     

广谱型屏蔽暂堵剂Nonsel Seal及其性能评价

在使用传统的屏蔽暂堵技术时,由于受到储层的非均质性及制粉工艺的限制,仅用刚性颗粒很难达到理想充填效果。研制了一种不依赖储层渗透率的广谱型屏蔽暂堵剂 Nonsel Seal,介绍其基本组成,并通过室内试验对其性能进行了评价。Nonsel Seal 是由架桥颗粒 AST、充填颗粒 FILLER 及增黏剂 VIS组成的复合暂堵剂,根据使用温度极限的不同,分为3个系列产品 Nonsel Seal100、Nonsel Seal120及Nonsel Seal150,耐温极限分别为100℃（适用于低温井段）、120℃（适用于中温井段）和150℃（适用于高温井段）。研究表明,该暂堵剂具有具有良好的自然降解、承压封堵性能,且对储层的伤害较低,具有较好的储层保护性能。