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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。 相似文献
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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。 相似文献
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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%。 相似文献
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交联胍胶压裂废液,尤其是初期废液黏度高、稳定性好,对污水处理系统冲击大,致使其水处理回用及达标外排困难。为有效降低压裂废液黏度,考察了胍胶质量分数、交联剂质量分数及类型、助排剂加量等对胍胶压裂废液黏度的影响。研究表明,随着胍胶,交联剂及助排剂质量分数、悬浮物颗粒质量浓度、含油量、pH值的增大,胍胶压裂废液黏度均增大;随着矿化度的增加,悬浮物颗粒尺寸的增大,胍胶压裂废液黏度减少;交联剂浓度相同时,有机锆交联剂交联效果优于有机硼交联剂,其中胍胶与交联剂质量分数变化为主要影响因素。 相似文献
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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。 相似文献
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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。 相似文献
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苏里格气田储层具有层位多、层薄、跨度大、隔层条件差、水层多等特点,常规的压裂工艺已无法满足生产发展的要求,严重制约了该气田的增产增效。通过多年不断研究与实践,在苏里格气田逐步探索出"加砂-停泵-加砂"和"加砂-暂堵-加砂"两种二次加砂压裂工艺模式。选取了苏里格气田S区块的3口直井,这3口井目的层均为盒8段且砂体厚度及含气性相当,3口井的压裂工艺模式分别是常规模式、加砂-停泵-加砂模式、加砂-暂堵-加砂模式,在相同的施工参数及压裂液体系下,从最终的试气效果对比可以看出二次加砂压裂工艺明显优于常规压裂工艺,产量大幅度提高,为后续的储层改造探索出一条新思路。 相似文献
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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 ,… 相似文献
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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。 相似文献
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运用支撑剂导流能力试验装置测试了在相同支撑剂类型、铺置浓度、相同压力下聚合降解剂加量、温度和时间等因素对破胶降解剂残渣降解以及对支撑带导流能力影响。结果表明,压裂破胶降解剂残渣对支撑剂导流能力的伤害很大,残渣含量为120mg/L的破胶降解剂较残渣含量为450mg/L的破胶降解剂对支撑剂造成的伤害增降低近40%;在残渣含量为450mg/L破胶降解剂中加入30mg/L生物酶与未加相比,对支撑剂导流能力伤害下降了50%以上,并且随着聚合降解剂加量增加,降残渣效果越好;40℃与20℃相比较,破胶降解剂对破胶液支撑剂导流能力伤害降低了40%以上;pH值对破胶降解剂降解残渣效果影响不大;当降解时间大于4h以后,破胶降解剂对降解破胶液残渣效果影响不大。现场施工11井次,与相邻井比较,单井产油效率提高20%以上,增产效果十分明显。 相似文献
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页岩气水平井分段压裂后,大量滑溜水被滞留在页岩基质纳米孔隙中,对压后产量的长期稳定性影响较大.以页岩基质的复杂纳米孔隙结构的分形特征和受限性为基础,考虑受限纳米孔隙空间内滑溜水流动的滑移效应和毛细管压力作用,建立了反映页岩纳米孔隙中的压裂液滤失速度分形计算新模型,新模型与经典滤失速度在机理方面存在一致性.分别讨论了滑移长度、压裂液黏度、基质纳米孔隙半径、毛细管压力等4个因素对滤失速度的影响:滑溜水滤失速度随滤失时间增加而降低,最后趋于稳定;纳米基质孔隙中压裂液滑移效应不容忽视,滑移长度越大,滤失速度越大;滑溜水压裂液黏度越大,流体流动阻力亦越大,滤失速度就越小;基质纳米孔隙半径越小,滤失速度越小,其降低幅度也越快;毛细管压力越大,滤失速度越大,其降低幅度也越慢.该研究结果可为页岩气压裂后返排与焖井制度及优化提供理论参考. 相似文献
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连续油管内压裂液沿程摩阻压降是现场压裂施工设计的一个重要方面,同时也是压裂作业成功与否的关键因素之一。现场压裂液摩阻计算时,通常采用经验方法或相关计算软件进行分析,由于压裂液不同流体类型等因素限制,因此有必要针对连续油管压裂工作液的沿程摩阻进行分析,特别是支撑剂对流体压降的影响规律研究。在调研前人对该领域研究成果的基础上,对23/8in连续油管内前置液、携砂液、顶替液的流动压耗进行了实例分析,并对影响连续油管内压裂液摩阻压降的影响因素,如流体流变性、管径、支撑剂体积分数等进行敏感性分析。分析结果表明:幂律型压裂液,随着稠度系数的增加,压裂液的摩阻压降梯度对流变指数越来越敏感;管径是影响压裂液压降梯度较大,随着管径减小,其效果越显著;随着石英砂体积分数增加,携砂液压将系数和压降梯度呈现先增加后减少的变化规律,其分界点为体积分数30%。 相似文献
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页岩气藏压裂中大量使用低黏滑溜水压裂液,支撑剂在其中的沉降运移规律不同于以往的高黏压裂液,因此需要进行针对性研究。Stokes沉降公式只是考虑单颗粒支撑剂在静止液体中的沉降,没有考虑压裂液输送支撑剂的动态过程,为此进行了公式修正。在此基础上给出大量颗粒干扰沉降时沉降速度与加砂浓度的关系式,同时对影响沉降速度的主要因素,如滑溜水黏度、支撑剂粒径和密度、排量及加砂浓度等进行敏感性计算分析。与室内试验结果对比表明,所用理论方法准确可靠。理论计算进一步表明,采取变黏度压裂液体系和优化施工排量等工艺措施,能够获得较长的支撑裂缝和较大的有效改造体积,为今后的压裂设计和施工优化提供了理论参考。 相似文献