滑溜水–胶液一体化压裂液研究与应用

滑溜水黏度较低,不能满足造缝、携带大粒径支撑剂和高砂比施工要求,限制了非常规储层大型压裂效率的提高。为此,以丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和单体A为原料,采用反相乳液聚合法合成了一种耐高温、速溶型聚合物降阻剂SFFRE-1。通过研发与降阻剂SFFRE-1配伍性好的高效助排剂和优选黏土稳定剂,形成了滑溜水–胶液一体化压裂液。该压裂液耐温160 ℃,通过调整降阻剂SFFRE-1的加量,其黏度在1～120 mPa·s可调,在压裂施工过程中能够实现滑溜水和胶液在线混配及即时切换的要求。该压裂液在四川盆地的页岩气井和胜利油田的致密油井进行了应用,压裂过程中压裂液表现出良好的降阻和携砂性能,降阻率最高达到86%,砂比最高达到43%。研究和现场应用表明,滑溜水–胶液一体化压裂液能够满足非常规储层大型压裂施工需求。      

页岩储层新型清洁滑溜水压裂液体系

滑溜水压裂液体系以其低摩阻、低伤害等特点,在页岩气储层压裂施工过程中得到了广泛的应用,而由于其自身黏度较低导致携砂能力较差,为达到施工设计的加砂量就需要大幅增加滑溜水压裂液的用量,从而增大了压裂施工的成本。为解决滑溜水压裂液携砂能力差的问题,开发出一套新型清洁滑溜水压裂液体系,该体系主要由高效低分子量减阻剂FJZ-2和新型聚合物乳液增黏剂FZN-1组成,体系综合性能评价结果表明,无论在室温还是80℃条件下,体系均具有良好的降阻效果;在80℃、170 s~(-1)条件下剪切90 min后,体系的黏度仍在20 m Pa·s以上,具有良好的耐温抗剪切能力;在一定的应力和频率扫描范围内,体系的储能模量G'一直高于耗能模量G",说明该压裂液体系具有良好的黏弹性能;支撑剂在该压裂液体系中的沉降速度明显低于常规滑溜水压裂液,而不同砂比条件下支撑剂的沉降时间均远远高于常规滑溜水压裂液,说明该压裂液体系具有良好的携砂能力;另外,该压裂液体系的其他性能指标均能满足滑溜水压裂液的技术指标要求。矿场应用效果表明,S-1井压裂施工过程顺利,最高砂比可达25%以上,最大降阻率达到70%以上,压裂施工效果明显。     

页岩气井用乳液型超分子压裂液制备与应用

为满足页岩气高效化、清洁化生产的需求,采用反相乳液聚合制备乳液状疏水缔合聚合物ASNP,与自制增效剂SD-Z复配形成页岩用乳液型超分子压裂液SMF-1。该体系满足现配现用需求,无需额外添加剂,仅改变加量就能实现滑溜水、线性胶、胶液的自由切换。SMF-1滑溜水体系具有优异的降阻效果,0.08%加量下对清水和返排液的降阻率在70%左右,抗盐能力高达10000 mg/L。SMF-1胶液体系具有良好的耐温抗剪切性能,0.6%的SMF-1胶液在110℃、170 s-1下剪切120 min,黏度始终保持在120 mPa·s以上。SMF-1压裂液属于低黏高弹流体,具有良好的携砂性能,其破胶液黏度低于1.5 mPa·s,残渣含量仅为12.8 mg/L,对岩心伤害率低至11.8%。现场应用切换方便,性能稳定,加砂强度高于同井邻段和邻井同段。      

致密砂岩变黏滑溜水体系的研制与应用

目的为了满足致密砂岩气藏储层改造需求以及解决作业现场压裂返排液处理难题,开发了一种自缔合乳液变黏滑溜水(VSW)体系,该体系仅含一种多效添加剂。 方法通过含量控制实现滑溜水与携砂液的在线转变,评价了压裂液的降阻性能、耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶液性能及岩心基质伤害,并在苏里格气田开展了水平井现场试验。 结果配方为1.0%(w)VSW的高黏滑溜水在清水和标准盐水中的黏度分别为93 mPa·s和64 mPa·s;清水配制的1.0%(w)VSW高黏滑溜水,在90 ℃、170 s-1下剪切1 h后,黏度为78 mPa·s;携砂性能良好,0.425～0.850 mm陶粒支撑剂的沉降速度为0.84 mm/s。配方为0.1%(w)~0.3%(w)VSW的低黏滑溜水降阻率可超过75%。高黏滑溜水破胶液黏度为1.74 mPa·s,对岩心基质的损害率低于10%;现场压裂施工最高加砂质量浓度达700 kg/m³,平均无阻流量达104.69×10⁴ m³/d,返排液回收利用率达97.5%。 结论该体系具有良好的增黏性及抗盐性、降阻性能优良、耐温抗剪切性能良好、返排利用率高,增产效果显著。      

页岩气用复合增效压裂液的研究与应用

由于滑溜水携砂能力差,裂缝支撑剂填充率低,导流能力有限,难以获得最优产能,采用公司现有滑溜水和线性胶进行优化复配形成复合增效压裂液,该压裂液具有滑溜水低摩阻和线性胶高黏弹的双重优点,能够同时满足"大改造体积"和"高填充率"的需求。复合压裂液的黏度2～22 m Pa·s,可控黏度范围宽,适用储层多;液体摩阻较低,降阻率为63%～73%;携砂能力明显优于滑溜水,平均残渣量低于20 mg/L,伤害低于线性胶;可通过实时调整配方来强化某些性能以满足各种施工需求和应对复杂情况。复合压裂液在现场应用中均表现出"低液量"和"高砂比"的优越性,是一种应用方便,节约环保,性价比高的页岩气用压裂液。     

国内变黏滑溜水研究进展及在川渝非常规气藏的应用

综述了国内变黏滑溜水技术的最新进展,举例分析了变黏滑溜水在川渝非常规气藏的应用情况,提出了变黏滑溜水的发展方向。变黏滑溜水通过调节降阻剂含量和/或引入交联剂的方式实现低、中、高黏液体实时切换;关键的降阻剂研究主要是含AMPS或SSS等耐盐基团的聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物的合成与性能评价等,满足压裂返排液配液和变黏的需要;变黏滑溜水性能研究主要是黏度对携砂性能、裂缝形态、降阻性能等的影响规律,但究竟何种黏度适合何种储层还未有定论;变黏滑溜水在川渝非常规气藏应用获得成功,在致密气应用的整体黏度较页岩气高,在深层页岩气的携砂能力还需进一步增强;疏水缔合聚合物类降阻剂、固体型降阻剂是变黏滑溜水的发展方向,有望解决高黏液体摩阻高、乳液降阻剂潜在环保风险等问题,对变黏滑溜水的研究和应用有一定的指导意义。      

复合线性胶压裂液性能评价与现场应用*

为提升线性胶压裂液的耐温耐剪切性能,用有机硼/锆复合交联剂（FHBZ-1）与部分水解聚丙烯酰胺 （HPAM）及多羟基醇制备了LG-2复合线形胶压裂液。评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切 性能及破胶性能,并在西部页岩气井进行了现场应用。结果表明,LG-2线性胶压裂液的交联性能较好,耐温耐 剪切性能好于HPAM/有机锆单一凝胶体系。在110 ℃、170 s^-1下,LG-2线性胶压裂液恒速剪切120 min的最终黏 度为103 mPa·s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48 mPa·s;在130 ℃、170 s^-1 恒速剪切速率下,LG-2线性胶压裂液 的峰值黏度为448 mPa·s。LG-2线性胶压裂液在60 ℃及90 ℃时的破胶液黏度小,残渣量低。页岩气井现场试 验结果表明LG-2线性胶压裂液体系具有优良的造缝携砂性能。     

聚合物-CO2泡沫压裂液性能研究及现场应用

针对目前常用的CO_2泡沫压裂液存在的与CO_2配伍性差、交联不易控制、耐温耐剪切性能差、残渣含量高等问题,采用丙烯酰胺类多元共聚物BCG-8为稠化剂,通过配套添加剂优选及用量优化,形成了的基础配方为0.3%~0.6%稠化剂BCG-8+0.2%~0.45%稠化增效剂(起泡剂)B-55+0.2%~0.3%调节剂B-14+1%KCl的聚合物-CO_2泡沫压裂液体系,研究了该压裂液体系的泡沫流变性、耐温耐剪切性能、携砂性能及破胶性能。研究结果表明,该体系泡沫质量在55%~75%时表观黏度保持在较高值,在140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切120 min后表观黏度保持在30 mPa·s以上,黏弹性的作用使其携砂性能明显优于HPG冻胶体系的,且该体系破胶液的表面张力低于24 mN/m、残渣含量低至0.1 mg/L。该压裂液体系在延长油田页岩气井中施工顺利,措施见效快,增产效果显著,可用于页岩气等非常规油气藏的储层改造。     

可变黏多功能压裂液体系及应用

针对中深层页岩气井常规压裂液加砂泵压高、米加砂量低,裂缝性储层易砂堵,变黏工序复杂、时效性差等困难,采用靶向聚合手段研发了一种多功能降阻剂,通过改变降阻剂浓度,实现滑溜水、线性胶、交联液(加入交联剂)在线自由转换,对其性能实验评价。相同黏度下,可变黏多功能压裂液降阻率较常规滑溜水提高7%,携砂距离提高30%,损害率为常规的47.2%;其交联液在180℃下仍具有良好的携砂性能,深层页岩气井中应用,相同情况下,泵压较常规压裂液降低约10 MPa,最高米加砂量5.56 t,最高砂浓度260 kg/m~3,创下深层页岩气井加砂记录;推广应用65口井,平均单井测试日产气量为31.6×10~4m~3,可变粘多功能压裂液为经济高效开发中深层页岩气井提供了液体技术支撑。     

缔合型复合压裂液的研制与应用

为简化滑溜水配制工艺、降低现场压裂施工成本,以丙烯酰胺(AM)和甲基丙烯酰氧乙基二甲基十八烷基溴化铵(DH-1)缔合单体为原料、2,2'-偶氮二异丁脒盐酸盐(V50)为引发剂,合成了既可作为滑溜水降阻剂、又可作为胶液稠化剂的抗盐型缔合稠化剂GAF-KYTP;在返排液配液的条件下,优选了GAF-KYTP、有机锆交联剂GAF-5、氟碳类助排剂GAF-6的加量,制得一套添加剂种类一致、加量不同的多功能复合压裂液(滑溜水+胶液)体系,评价了压裂液的降阻性、耐温抗剪切性和对岩心的伤害,并在威远区块进行了现场应用。结果表明,GAF-KYTP在返排液中具有较好的抗盐性和增黏性;配方为0.06%GAF-KYTP+0.1%GAF-6滑溜水溶解速度快,室内降阻率为79%,现场降阻率为78.3%,降阻效果较好;配方为0.4%GAF-KYTP+0.2%GAF-6+0.3%GAF-5的胶液耐温抗剪切性较好,在90℃、170 s~(-1)下剪切1 h后的黏度为82.6 mPa·s;GAF-KYTP配制的滑溜水和胶液对岩心基质渗透率伤害率小于10%。该体系改善了目前国内页岩气开采过程中滑溜水、胶液体系添加剂不同而导致的现场滑溜水、胶液同时配制时工艺复杂的问题,以及胶液稠化剂抗盐性差,无法采用返排液配制的问题。图8表4参16     

高温高压胶筒

对于深层气井压裂工艺来说,耐高温高压性能良好的胶筒可以使压裂工具下入更深,更容易压开高破裂压力地层.为满足生产实际需要,开展了180℃、100 MPa胶筒的攻关研究,为大庆外围深层气井压裂提供了技术支持.     

高温高压油管锚定器的研制与应用

为解决油管锚定器耐温耐压性能低,锚定不可靠以及解卡困难等问题,研制了高温高压油管锚定器。该锚定器解卡结构设计独特,实现了泄压平衡油套压力后工具解卡,不受压差影响,安全可靠;锁块锁定中心管,解卡销钉不受坐封压力和尾管重力影响,避免了管柱提前坐卡;锚定器与封隔器配合能实现管柱逐级解卡,可减小起管柱载荷,提高了解卡成功率。高温高压油管锚定器在5井次的现场应用中,最大井斜59.3°,最高注水压力43 MPa。该锚定器起到了对管柱的锚定作用,施工安全,成功率高,保证了整个作业过程封隔器密封可靠,具有广阔的推广应用前景。     

高韧性高流动性聚丙烯材料的研究

采用动态硫化方法对聚丙烯进行增韧改性，以克服传统的简单共混增韧改性产生的冲击强度增幅有限。加工流动性明显下降的问题。对于不同的交联体系、三元乙丙橡胶(EPDM)进行了对比试验。     

高焊速高韧性氟碱型烧结焊剂

焊剂又叫焊药,类似于手工电弧焊条的药皮,它是由多种矿粉混合、烧结而成的颗粒状非金属物混合物。焊剂与焊丝是自动埋弧焊接中不可缺少的焊接材料,前者的主要作用是为金属焊接过程造渣、造气,从而保护焊缝金属不被氧化,减少焊缝金属中氮气的侵入,保证焊缝组织质量,提高生产效率。     

高温高压尾管顶部封隔器研制

常规尾管顶部封隔器无法满足深井、超深井及海洋油气井的高温高压环境对尾管固井作业的需要。依据O形密封圈高温高压密封机理分析,完成了"金属+橡胶"式封隔器密封结构的研制。研究了硫化橡胶厚度、防退锁紧装置、膨胀锥角、坐封力及硫化工艺等关键技术与高温高压密封性能的关系,并优化了主要性能参数。通过对3种氟橡胶材料在高温下的力学性能研究,优选氟橡胶A作为封隔器橡胶密封材料。开发了井下工具的高温高压试验装置,并进行了地面性能评价试验。研究结果表明,高温高压尾管顶部封隔器在204℃下正反双向密封70 MPa,达到现场高温高压井的使用要求。     

高温高压钻井技术的探索与认识

高温高压钻井作业过程中面临诸多的困难和挑战,为了保障高温高压钻井作业的安全、减少复杂情况,提高作业效率,分析了高温高压钻井所面临的主要挑战,结合国内外的成功经验,提出了相应的应对措施。指出了高温高压钻井除面临压高温高压之外,还要克服地层可钻性差、钻井周期长、钻具易发生疲劳破坏、部分地层含硫化氢等酸性气体等对钻井作业所带来的一系列影响;研究认为科学选择钻井装备、钻井工艺和配套技术,加强现场组织管理对高温高压钻井作业的成功至关重要。高温高压钻井技术是一项系统工程,要不断积累经验、做好技术沉淀,完善相关技术标准和规范,为今后高温高压井的作业提供借鉴和参考。     

高温高压尾管悬挂器研制与应用

针对深井尾管固井中尾管下入深、载荷大、尾管下入困难、井底温度高、压力大以及井下环境恶劣等特殊固井问题,采用V型双向密封套、三瓣式带流通槽锥套和直连式尾管胶塞总成的优化结构设计,开发出适用于高温高压井的BH-XGH型尾管悬挂器。从工具的结构设计、仿真分析、性能评价等几方面进行了详细阐述,从理论上验证了高温高压尾管悬挂器的性能参数。现场应用5井次,解决了深井、超深井高温高压尾管固井的耐高温高压、小间隙、载荷能力、碰压成功率等系列技术难题,为国产工具的推广应用奠定了基础。     

高强高渗滤砂管的研制及实验研究

低渗油气田是今后油田开发的方向,滤砂管需要向高强度、高渗透、抗堵塞方向发展。在此基础上研制出的高强高渗滤砂管主要包括中心管、高精度内滤网、扰流网、高精度外滤网、外保护罩等部分。开展了高强高渗滤砂管与常规滤砂管的性能对比实验。结果表明,高强高渗滤砂管具有挡砂能力强,渗透率高,不易堵塞等优点,适合在裸眼完井中广泛应用。     

微泡沫在高温高盐油藏中的驱油作用

针对普通泡沫在高温高盐油藏中稳定性弱、驱油效果差的问题,采用将气体和起泡剂溶液(5000 mg/L甜菜碱表面活性剂SL1+5000 mg/L黄原胶XG)同时注入填砂管泡沫发生器的方法制备了一种稳定性强、尺寸细微的微泡沫体系,即黄原胶稳定的微泡沫。通过微观可视化模型对比了普通微泡沫(5000 mg/L SL1)与黄原胶稳定的微泡沫在原油存在条件的下稳定性差异,分析了驱油机理,借助填砂管模型对比了两种微泡沫的驱油性能。微观实验结果表明:气泡液膜中吸附的黄原胶增加了微泡沫液膜厚度,有效抑制了气泡聚并和液膜排液,使黄原胶稳定的微泡沫具有更强的稳定性和耐油能力。微泡沫越稳定,微观波及体积越高、采油效率越高。微泡沫主要的驱油机理为直接驱替机理、乳化机理、同向液膜流动机理、逆向液膜流动机理。物模实验结果表明,在160 g/L矿化度、90℃条件下,黄原胶稳定的微泡沫驱的采收率可在水驱基础上提高22.9%,比普通微泡沫驱高15.2%。     

高温高盐油藏化学堵水技术

论述了高温高盐油藏化学堵水技术的实验室研究和初期现场试验情况。该技术采用一种新型凝胶型堵剂,主剂为改性阳离子聚丙烯酰胺(CPAM),交联剂为分子中含有杂环的有机胺。实验室研究表明,在最高温度140℃、最高矿化度35×104mg/L的特殊条件下,堵剂成胶固化时间为6~24h,并在此范围内可调,封堵强度达耐压20MPa以上,基本满足中原油田高温高盐油藏化学堵水的要求。该技术在初期现场试验中获得成功,效果较好。