破胶剂TS-506A的研制及性能评价

聚合物驱增产效果显著,但随之而来的注聚堵塞问题也日益突出,聚合物堵塞会导致注聚井的注入压力显著上升,注液困难,严重影响了聚驱注入效果和油田的正常生产.为了解决聚合物堵塞问题,基于自由基氧化降解反应思路开发了破胶剂TS-506A,通过对TS-506A的多项性能评价试验及破胶物模试验表明,在模拟地层条件下,破胶剂TS-506A对聚合物的降解率达99%以上,对于注聚造成的伤害率达50%的岩芯,破胶后的岩芯渗透率恢复值达128%,破胶率达157%,破胶效果显著.     

低伤害小分子瓜尔胶压裂液性能研究

华北油田致密储层属于低孔低渗储层,需要压裂改造才能投产,但储层厚度小,孔吼半径小,在压裂过程中应特别关注入井流体对储层的伤害问题。提出采用分子量为常规瓜尔胶一半的小分子瓜尔胶作为压裂液的稠化剂的方法,以降低压裂液高分子稠化剂对储层孔吼的堵塞的伤害,提高改造效果。优选了与小分子瓜尔胶匹配的分散剂、助排剂、黏土稳定剂,形成了适应华北油田致密储层的低伤害小分子瓜尔胶压裂液体系。该压裂液体系可以在5 min内完全溶胀;该压裂液体系在130℃温度下剪切2 h后,黏度保持在80 m Pa·s以上,满足携砂的要求;压裂液体系在90℃可在90 min内完全破胶,破胶液粒径小于10μm;对华北油田致密岩心伤害率小于16%,残渣含量小于10%,对支撑剂导流带的伤害小于15%。可满足华北油田致密储层的压裂要求。     

两种压裂用百力士生物酶破胶效果对比试验

对百力士160和百力士200酶进行了压裂液的适应性、配伍性、破胶效果等评价试验,筛选出了适合油田常规压裂的酶破胶剂.试验结果表明,百力士160和百力士200对多糖类及其衍生物有降解作用；具有使用浓度低、碱性环境可破胶、降低残渣、使用温度高、配伍性较好的特点；百力士160更适合中温压裂破胶的需求.     

生物酶SUN-1/过硫酸铵对羟丙基瓜胶压裂液破胶和降解作用

针对延长低渗、低压和低温油藏压裂过程中压裂液破胶慢以及破胶液残渣大对储层造成的伤害,以生物酶SUN-1/过硫酸铵为复合破胶剂,在40℃以下,分别考查SUN-1加量、过硫酸铵加量、引发剂加量、温度和pH等因素对压裂液破胶速度和破胶液残渣的降解作用的影响,最后优化出复合破胶的最佳条件.利用马尔文激光粒度仪分析了在复合破胶剂的作用下,破胶液中固体颗粒粒径分布,利用岩心流动仪和支撑剂导流仪评价了复合破胶剂作用下的压裂液破胶液对岩心和支撑剂导流能力的伤害.结果表明:生物酶SUN-1/过硫酸铵复合破胶剂的最佳使用温度低于50℃,交联液过硫酸铵中加质量分数为200×10-6的酶,原胶液pH=7~8,与单剂比较复合破胶剂对压裂液的破胶时间减小了近43%,残渣降解下降了44.6%,固体颗粒粒径中值下降40%,对支撑剂导流能力的伤害下降了近60%,岩心伤害下降近43%.     

胍胶压裂液体系在70℃下的破胶与悬砂性能研究

针对70℃储层,采用水溶性较好、残渣含量较少的超级胍胶作为胍胶压裂液的稠化剂,选用交联效果较好的有机硼交联剂以及其他添加剂作为压裂用压裂液体系。压裂液除具备携砂等基本性能外,还具备快速破胶易返排的特点。通过对破胶剂破胶机理的分析,和对压裂液破胶、携砂性能的综合评价,得到最佳破胶剂加量范围,实现压裂作业完成后压裂液快速破胶返排,减少对地层伤害的目的。     

低温油气藏胍胶压裂液破胶酶的研制与性能评价

针对低温油气藏胍胶压裂液破胶效率低,返排困难造成储层污染严重的问题,通过发酵学方法利用地衣芽孢杆菌GD-551研制出一种低温油气藏胍胶压裂液专用生物酶破胶剂;测试该生物酶破胶剂的储层适应性,对比不同条件下酶破胶剂与常规(NH4)2 S2 O8破胶剂的破胶性能;通过室内基质岩心与可视化裂缝模型实验对比酶破胶剂与(NH4)...     

生物酶降解压裂液伤害性能

针对煤层气储层温度低、凝胶体系破胶不彻底以及返排困难的难题,探讨了生物酶作为压裂液破胶剂对储层伤害程度。实验选用了生物酶破胶压裂液、过硫酸铵破胶压裂液和模拟煤层水对储层煤样进行伤害,处理后煤样分别进行扫描电镜、气体渗透率和原始煤样气体解吸实验。实验结果表明:生物酶能够对侵入裂隙中的压裂液有效破胶,不影响储层的裂隙发育结构,改善孔隙内气体导流能力,提高储层的气体渗透率;生物酶破胶体系能够显著降低对原始煤样中吸附气自然解吸的影响,气体解吸率达到了95. 65%;生物酶降解产生二氧化碳的速率与破胶程度正相关;低温对酶活性影响较小,60℃内温度升高降解速率增大。可见生物酶作为煤层气开发压裂液破胶剂效果明显。     

生物酶破胶剂的现状及展望

由于常规化学破胶剂存在化学污染、破胶度有限等缺陷,近年来酶破胶剂的使用变得越来越广泛。本文主要介绍了酶破胶剂的现状以及同其它破胶剂的区别。     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏,常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求,在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上,提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟,不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验,认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加,才能保证大型压裂的破胶效果,实现快速排液,降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155.6m³大规模压裂施工成功应用,开井17h液体返排率达到了74.9%,且返排液破胶彻底,天然气测试产量从射孔后的0.2×10⁴m³/d（敞井）增加到14×10⁴m³/d（井口压力22MPa）,目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。     

纤维分解酶对YF—C型压裂液破胶水化及井下模拟试验

水基凝胶压裂液在石油开采上,已具备了工业投产条件。不少油田已将水基凝胶压裂液作为一种可靠增产措施。国外应用最广的压裂液配方为硼砂交联胍胶胶冻,从国内目前情况来看,有的油田使用硼砂交联的羟乙基皂仁粉凝胶压裂液。以α—淀粉酶作破胶剂。有的油田使用羟甲基槐仁粉凝胶压裂液,以酒厂黑曲霉作破胶剂,均取得了良好效果。据了解,在应用压裂液过程中,还存在着破胶水化不理想,反排不彻底等现象。为此,我们培养了纤维素分解酶产生菌EC_o E261,通过发酵得到酶     

有机硼交联HPG压裂液超低温破胶剂室内研究

对埋藏浅,油层温度低的油藏进行压裂改造,需解决压裂液低温破胶水化的问题。采用活化剂来提高过硫酸铵(APS),酶,胶囊破胶剂的低温破胶能力。通过对有机硼交联的羟丙基瓜胶(HPG)压裂液低温下破胶后粘度损失率的测定,筛选出用于50℃下的APS/活化剂破胶系统及胶囊破胶剂。结果表明:在APS/活化剂破胶系统的作用下,采用有机硼作交联剂的HPG压裂液在较低温度条件下能彻底破胶水化。     

安棚低渗裂缝性储层高温压裂液研究与应用

分析了安棚低孔、低渗裂缝性储层对压裂液的基本要求,确定了评价压裂液性能的实验温度,优化了稠化剂、胶联剂、破胶剂、助排剂等添加剂,形成了适宜于安棚油田的压裂液体系,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切和延迟交联特性,携砂能力强、破胶彻底、伤害低,能够满足90～140℃温度地层压裂施工的需要。提出了变浓度压裂液优化设计技术,现场实施49井次,成功率91.3％,有效解决了高温裂缝性储层压裂易砂堵的难题。     

安棚低渗裂缝性储层高温压裂液研究与应用

分析了安棚低孔、低渗裂缝性储层对压裂液的基本要求,确定了评价压裂液性能的实验温度,优化了稠化剂、胶联剂、破胶剂、助排剂等添加剂,形成了适宜于安棚油田的压裂液体系,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切和延迟交联特性,携砂能力强、破胶彻底、伤害低,能够满足90～140℃温度地层压裂施工的需要。提出了变浓度压裂液优化设计技术,现场实施49井次,成功率91.3％,有效解决了高温裂缝性储层压裂易砂堵的难题。     

一种化学生热增能助压裂体系的升温特性和破胶性能研究

为改善低压低渗透气藏压裂施工效果,引入Na NO2-NH4Cl化学生热助压裂体系。通过数字式温度计系统研究了生热剂浓度、催化剂浓度、初始温度对该化学生热反应速率的影响。结果表明:生热剂Na NO2质量分数由10%增至18%,体系达到87.0℃的时间由7.7 min缩短至0.5 min;催化剂草酸的最佳质量分数为1.0%。将生热体系(18%Na NO2+14%NH4Cl+1.0%草酸)引入到羟丙基胍胶压裂液体系中,当二者体积比为1∶1时,该压裂液体系升温效果最佳。考察了生热剂浓度、破胶剂浓度对化学生热增能助压裂体系破胶性能的影响。结果表明:生热剂质量分数由10%增至18%,表面张力由32.2 m N/m降低至29.1 m N/m;冻胶完全泡沫化时间随APS用量增大而缩短,而破胶液黏度略微降低。采用光学显微镜对破胶液微观结构进行观察,探讨破胶机理。     

压裂液低温破胶化学生热体系的探讨

针对目前压裂液低温破胶存在的问题 ,着重研究了适合于低温浅层油气井压裂液破胶的化学生热体系 ,提出一种微胶囊包裹化学生热剂压裂液破胶方法 .阐述了不同生热体系的生热反应速率及其影响因素 ,并通过对不同生热体系的研究 ,筛选出了 NH4Cl和 Na NO2 作为低温压裂液破胶体系的生热体系 .实验结果表明 :在 1 70 1 /s下连续剪切 2 h后 ,含有 NH4Cl— Na NO2 的压裂液黏度能保持在 5 0 0 m Pa· s左右 ,满足压裂施工时的压裂液性能要求 ;将催化剂、过硫酸铵、NH4Cl和Na NO2 加到压裂液中 ,4h后压裂液即可完全破胶 ,其破胶液黏度小于 1 0 m Pa· s     

海水基清洁压裂液体系PA-VES90的制备及性能研究

为了降低海上油田压裂成本,开发研究了能够用海水、淡水或地层水配制的海水基清洁压裂液体系PA-VES90,并且实现了主剂PA-1和激活剂PA-JX1的工业化生产.室内评价结果表明:PA-VES90压裂液在90℃,170s-1下剪切1.5h,其黏度在40mPa·s以上,满足现场携砂要求.体系破胶简单彻底,利用2％的原油和柴油作为破胶剂,在2.5h完全破胶.破胶液具有较低表面张力,容易返排.体系对岩芯基质渗透率损害率和动态滤失渗透率损害率小于10％.用现场水样配制的清洁压裂液体系无沉淀、无絮凝,与地层流体配伍性良好.     

用于压裂液的胶囊破胶剂性能评价

胶囊破胶剂是近年发展起来的一种新型破胶技术。它是以一种或多种常用的破胶剂为囊心,表面裹上一层防水的囊衣材料而形成的微小胶囊,具有延缓释放破胶剂的特点,在压裂作业中可高浓度使用而不影响其它流变性能。简述了胶囊破胶剂技术的现状、类别、特点,并选用国内外的部分胶囊破胶剂样品进行了室内性能评价实验。     

压裂液残渣处理剂研究

研究解除水力压裂施工后聚合物残渣堵塞的处理剂。通过对压裂液破胶后形成滤饼的溶蚀实验,模拟不同处理剂对压裂后聚合物残渣堵塞物的解除效果。单剂配方对滤饼的溶蚀效果受温度影响较大,但盐酸和过氧乙酸在室温及60℃条件下溶蚀率均大于80%,是较理想的残渣处理剂;复剂配方分别由强氧化剂和酸以及强氧化剂和螯合剂复配,由于复剂中各成分的协同效应,使处理剂的性能得到较大的改善,表现为配方受温度的影响减小。盐酸具有对压裂液残渣溶蚀率高、成本低的优点,是较为理想的压裂液残渣处理剂。     

不同助剂对羟丙基胍胶压裂液低温破胶性能的影响

为解决水基压裂液在陕北油田特低温(15~30℃)条件下的破胶问题,研究了不同助剂对硼交联羟丙基胍胶水基压裂液破胶性的影响.实验发现:在破胶温度一定的情况下,压裂液中的增稠剂加量、体系pH值和不同类型的破胶剂及其加量等对压裂液的破胶均会产生不同程度的影响.在破胶剂中影响最大的是三元复合破胶体系.当破胶温度在15℃时,与单一剂((NH4)2S2O8)比较,二元破胶体系((NH4)2S2O8/加速剂A))将破胶时间缩短了41 h,三元破胶体系((NH4)2S2O8/H2O2/加速剂A)将压裂液的破胶时间缩短了45 h,且单井可节约费用近700元.该体系破胶剂在陕北特低温油田应用了30余井次.     

聚丙烯酰胺降解菌的筛选及降解性能评价

油田聚合物驱的大面积推广应用导致聚合物驱产出水中含有大量的聚丙烯酰胺(PAM),含聚丙烯酰胺的产出液外排将对环境造成很大的危害,回注将对油层产生致命性伤害.从含聚丙烯酰胺的废水中初步筛选到一株以聚丙烯酰胺为碳源的降解菌,命名为PM-1.经生理生化鉴定,初步确定为芽孢杆菌属(Bacillussp.).实验结果表明:在温度为35℃,pH值为7.5的条件下,降解5d,500mg/L聚丙烯酰胺溶液的降解率最高可达到38.4%.