耐高温共聚物压裂液体系的研究与应用

针对目前低渗、碱敏、深层、高温等在压裂中所存在的问题,研发出一个耐高温共聚物压裂液体系。采用共聚物FTS-17作为稠化剂,引入具有延缓释放功能的复合型交联剂（含有多种金属离子以及可以和它们形成配住络合物的有机化合物,可以在弱酸性条件下与压裂液进行交联）,通过实验确定了原胶液与交联剂质量比和复合交联剂中锆盐含量的最佳适用范围,考察了耐140℃高温的压裂液流变、滤失及破胶性能,并进行了现场实验与应用。耐140℃高温的压裂液配方为:0.6%FTS-17稠化剂+0.3%FTZP-6助排剂+0.3%FTFM起泡剂+0.2%FTFP-6防膨剂+0.6%FTJL-3交联剂+0.02%FTPJ-8破胶剂,在恒温140℃、剪切速率170 s^-1条件下,连续剪切120min以上,压裂液的黏度大于120 mPa·s,这表明该压裂液体系具有良好的耐温和抗剪切性能。此外,压裂液破胶的残渣量仅为50mg/L,破胶液的黏度仅为1.6mPa·s,破胶液的表面张力为23.56mN/m,与煤油的界面张力为2.46mN/m,这表明该压裂液不仅具有良好的降滤失性,而且残渣量低,对地层的伤害小。共聚物压裂液体系已在青海、长庆等油田进行了现场试验,现场最高施工压力80MPa,压裂后返排率达75%。     

2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶的制备与性能评价

以十八烷基缩水甘油醚为疏水化改性剂、胍胶原粉为原料、氢氧化钠为催化剂、乙醇为溶剂,通过开环加成反应合成了胍胶衍生物增稠剂HOPG——2-羟基-3-十八烷氧基丙基胍胶,模拟现场配方对采用该稠化剂配制的压裂液的挑挂性能、破胶性能与耐温抗剪切性能进行了评价。采用HOPG配制的压裂液溶解性能和挑挂性能良好;0.3%HOPG+0.3%交联剂JL-13+0.2%APS的压裂液破胶后的残渣含量明显低于用未改性胍胶配制压裂液的,冻胶于90℃下破胶1 h后的破胶液黏度仅为1.02 m Pa·s,破胶液残渣量仅为182 mg/L;该压裂液具有优良的耐温抗剪切性能,冻胶在80℃、剪切速率170 s-1条件下剪切70 min后的表观黏度为165 mPa·s,远大于行业标准(不低于50 m Pa·s)。     

一种用于压裂液中非金属交联剂的研制

针对常规压裂液体系有机金属离子交联剂毒性较大且在碱性条件下不可避免的会对地层产生二次污染以及非金属离子交联剂形成的压裂液成胶速度慢且不抗剪切的问题,本文制备了由一种非金属离子交联体系形成的低毒性压裂液,通过对影响凝胶性能的主要因素进行分析得到了压裂液的最佳配方,并考察了压裂液的耐温抗剪切性能和破乳性能。实验结果表明:当稠化剂含量为0.075%、p H值调节剂0.015%、乙醇1%、促凝剂0.020%~0.025%、交联剂0.25%、氯化钾0~2%时,可制备出成胶时间短、耐温抗剪切性能和破胶性能优良的压裂液。该压裂液体系的成胶时间约为150 s左右,成胶后压裂液初始黏度为1529.0 m Pa·s,在100℃、170 s-1下剪切60、90、120 min后的黏度分别为259.9、197.4和166.8 m Pa·s;90℃下向压裂液中加入0.03%过硫酸钾破胶剂,3 h后完全破胶,破胶液清澈透明,黏度为1.07 m Pa·s。所研制的交联剂不含任何高价金属离子,减小了压裂液对地层的伤害。     

一种低浓度压裂液有机硼交联剂的合成与性能评价

针对目前国内压裂液稠化剂使用浓度较高的问题,以十水四硼酸钠为主原料,在NaOH的催化剂作用下,与乙二醇、三乙醇胺和多羟基醇进行络合反应,合成了适用于低浓度压裂液体系下的有机硼交联剂JS2-6,通过红外光谱对交联剂JS2-6以及HPG/JS2-6交联形成的冻胶分别进行了结构表征,研究了该交联剂与较低浓度的羟丙基胍胶所形成压裂液的延缓交联性能、耐温抗剪切性能、滤失性能、破乳性能和摩阻性能。通过实验得到的低浓度压裂液体系配方为:(0.3%～0.35%)HPG+0.2%杀菌剂FHS-18+0.2%助排剂F220+0.3%黏土稳定剂DS-208+0.1%交联促进剂+(0.02%～0.04%)p H调节剂,交联比为100∶(0.2～0.3),体系适用温度为60数150℃。通过调节体系的pH值,有效延长交联时间可达90 s。在温度140℃、剪切速率170 s~(-1)下剪切90 min,压裂液的黏度保持在150 m Pa·s左右,具有优异的耐温耐剪切性能。该体系在120℃时滤失系数最低为7.12×10~(-4)m/min~(1/2),滤失量28 mL,能有效减少地层伤害。在120℃破胶后的破胶液与煤油间的界面张力1 mN/m,破胶液黏度较低,对地层伤害率低,且具有低摩阻的特点,可达到易排液的使用要求。图9表3参17     

低温煤层气清洁压裂液研制及性能评价

针对低温煤层气储层压裂改造难点,研制出一种低温煤层气清洁压裂液配方:0.4%VES+0.15%SSN+1.0%防膨剂+0.06%增效剂+0.08%防残渣剂,并针对该体系研制出了一种低温隐形破胶剂(20~35℃),对该清洁压裂液的携砂性、流变稳定性以及破胶性能等重要参数进行了评价。结果表明,该清洁压裂液抗剪切稀释性能强;20℃时,陶粒在该清洁压裂液中的沉降速度为0.528 cm/min;岩心伤害率为17.1%;裂缝导流能力强;低摩阻;对煤粉分散运移具有一定抑制性;加入0.45%自制低温隐形破胶剂,在3~4 h完全破胶,破胶后溶液的表面张力为23.5 mN/m,破胶液黏度为3.85 mPa·s,破胶后残渣含量为6.5 mg/L,破胶液岩心伤害率为13.5%,破胶液与地层水配伍性良好。     

深层致密砂岩气藏中高温压裂液开发及应用

通过综合考虑深层致密砂岩气藏特征和压裂工艺的要求,优化形成2套耐高温、低伤害、低摩阻压裂液体系。(1)低伤害聚合物压裂液体系,基液配方为0.50%～0.55%稠化剂SSF-C+0.10%交联剂SSF-CB+1%KCl,170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度为50～65mPa.s;120℃下1h后的破胶液黏度2.67mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为10.25%。(2)羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系,基液配方为0.40%CMHPG(羧甲基羟丙基胍胶)+0.35%高温增效剂(硫代硫酸盐)+0.3%助排剂(氟碳表面活性剂)+0.02%消泡剂(有机硅)+0.1%杀菌剂(甲醛)+0.3%粘土稳定剂(低分子阳离子季铵盐)+pH调节剂(碳酸钠、氢氧化钠),经实验测定,压裂液基液黏度66mPa·s,pH值9.5～10.8,交联时间1～5min;压裂液在170s~(-1)、140℃下剪切120min后表观黏度大于100mPa·s;130℃下1h后的破胶液黏度3.55mPa·s;压裂液破胶液对储层岩心的伤害率为28.29%。现场应用表明:该压裂液体系对储层的适应性好,摩阻低,降阻率为65%～75%。     

羧甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系的制备及性能

为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为0.3%数0.6%CMHPG+0.6%数1.0%有机交联剂ZJ-1+0.6%交联调节剂TG-1+0.2%黏土稳定剂NW-1+0.3%高效增效剂G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为0.6%、交联剂ZJ-1加量为0.75%的压裂液体系在130℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶的黏度大于200 mPa·s,150℃、170 s~(-1)连续剪切90 min,冻胶黏度大于100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为0.3%的酸性压裂液冻胶的G'/G"值大于4,结构黏度强,携砂性能好;在90℃、破胶剂加量0.05%的情况下可实现1.5 h内破胶,破胶液黏度小于3 mPa·s,破胶液残渣含量为157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为93%,表面张力23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约16%,对储层的伤害较小。该CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图3表7参10     

大牛地致密气藏超低浓度瓜胶压裂液体系的开发与评价

大牛地气田为低孔致密气藏,压裂改造是提高单井产量的有效措施。为了满足大牛地气田绿色建设的需求,需要降低储层伤害、经济高效的压裂液体系。文章开发并评价适合于低孔致密气藏的超低浓度瓜胶压裂液体系,其优势是应用自主研制的超强延迟交联剂,降低羟丙基瓜胶用量到0. 25%～0. 30%,较常规0. 45%羟丙基瓜胶用量降低了30%～44%。该超低浓度瓜胶压裂液体系的交联时间35～45 s; 90℃,170 s-1连续剪切120 min,黏度100 m Pa·s以上,耐温耐剪切性能良好; 38%砂比条件下的静态悬砂能力强;采用APS和FANTA生物酶破胶剂复合技术,破胶时间从120～240 min可控,破胶液黏度3 m Pa·s,破胶残渣量200 mg/L,易返排,储层伤害小。超低浓度瓜胶压裂液体系降低生产成本,满足大牛地低孔致密气藏现场施工的需要,应用价值和推广潜力巨大,具有较好的发展前景。     

合成聚合物XJJ- 4 耐高温压裂液室内研究

采用自制聚合物配制出了合成聚合物基高温压裂液研究了体系组成对压裂液性能的影响,考察了组成为:0.40%稠化剂XJJ-4+0.25%交联剂J-1+0.015%pH调节剂W-1+0.2%助排剂。压裂液体系的耐温抗剪切性、黏弹性、流变性以及破胶性。研究结果表明,该压裂液体系在150℃、170 s~(-1)下连续剪切2h后的黏度约120mPa·s,耐温抗剪切性良好;在线性黏弹区内,体系储能模量G′恒大于损耗模量G″,是典型的黏弹性结构流体;稠度系数(2.141 mPa·S~(0.476))较大,流变行为指数(0.476)较小,具有明显的非牛顿流体行为;加入0.01%破胶剂APS,在150℃下3 h完全破胶水化,破胶液黏度1.38mPa·s,残渣含量15 mg/L,且破胶液具有较低的表面张力(26.24mN/m)和界面张力(1.83mN/m),有利于压裂施工后破胶液顺利返排,降低对地层的伤害。     

一种新型低伤害合成聚合物冻胶压裂液体系

报道了题示压裂液体系的性能。合成聚合物稠化剂FA-200不含水不溶物,水溶液呈中性,被能造成酸性环境(pH值4~6)的交联剂AC-12交联而形成冻胶。依次增加稠化剂用量(0.25%~0.6%)和交联剂用量(0.5%~0.8%),加入1.0%乳化剂和1.0%助排剂,得到了适用温度为50℃、80℃、100℃、120℃、140℃的5个配方,在相应温度下剪切50~90min保留粘度大于150、88、98、945、3mPa.s,在变剪切之后粘度能恢复。该体系破胶剂为过硫酸铵,其加量随温度升高而减少,破胶彻底,破胶液粘度低。0.5%稠化剂压裂液破胶后残渣含量为125.6mg/L。该体系压裂液特别适用于碱敏性地层和CO2泡沫压裂。图5表2参2。     

新型疏水缔合聚合物压裂液性能研究与现场应用

以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂工业品为研究对象,采用红外光谱法(IR)和核磁共振法(1 H NMR)表征了SRFG-1增稠剂分子结构;评价了SRFG压裂液体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能和破胶性能;测定了破胶液的表面张力及残渣含量。结果表明:SRFG压裂液在90℃和120℃条件下具有良好的流变性能;24h和48h内的沉降速率分别为1.2×10-4 mm/s和3.7×10-4 mm/s;在60℃,破胶剂加入量为0.04%条件下,2h即可破胶,破胶液黏度为4.87mPa·s,破胶液表面张力为27.28mN/m,破胶液残渣为46mg/L;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5m N/m,破胶液残渣为60.3mg/L。最后将SRFG压裂液成功应用于青海民和盆地红6井和红7井,最高砂比为25%。     

一种新型超分子复合压裂液的性能研究

开发出一种新型蠕虫状胶束与缔合聚丙烯酰胺共聚物的超分子结构压裂液体系,研究了耐温耐剪切性、剪切回复性、黏弹性、破胶性、悬砂性以及对支撑剂的导流性能。该复合压裂液(1%黏弹性表面活性剂VES-M+0.15%共聚物VES-G)在100 s-1、90℃下剪切120 min后的黏度为60 m Pa·s,流变性较好。剪切速率从40 s-1增至1000 s-1再恢复到40 s-1,压裂液黏度迅速降低并快速恢复,抗剪切性较好。60℃下的频率扫描结果表明,从0.1rad/s的低频到100 rad/s的高频,压裂液储能模量均大于损耗模量,黏弹性较好。80℃时单颗粒陶粒在不同水配制的压裂液中的沉降速率为0.038数0.054 mm/s,悬砂性较好。加入0.3%氧化类破胶剂30 min后的破胶液黏度为4m Pa·s,表面张力为27.6 m N/m,破胶后残渣为10 mg/L。其导流能力保持率为90%,导流性较好。     

低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系的研究

为有效控制和降低压裂液对储层的伤害,进一步提高压裂液效果,降低压裂成本,开发了满足低渗透储层压裂需要的低质量分数、低残渣、低伤害的胍胶压裂液体系。该压裂液体系胍胶浓度为0.35%,交联剂用量为0.50%,破胶后残渣为144 mg/L,破胶剂用量为0.008%,破胶时间为3 h,与常规胍胶体系相比破胶残渣下降率为51.52%,起泡剂、黏土稳定剂、助排剂用量均为0.50%,温度稳定剂为0.10%。流变等研究分析结果表明该体系具有良好的抗温抗剪切能力,当温度达到140℃时黏度大于100 m Pa·s,在170 s~(-1)剪切90 min后黏度大于80 m Pa·s。通过对岩心伤害率与静态滤失进行研究发现伤害率下降均大于50%,静态滤失较小,有利于降低对储层的伤害。     

超分子压裂液体系的研制及评价

为解决现有交联压裂液抗剪切稀释性差、仅靠高黏度携砂,且残渣含量高易造成储层损害等问题,利用超分子聚合物化学原理,设计和制备出了一种超分子聚合物稠化剂,并研制出了配方简单、无需交联的超分子聚合物压裂液,并对其流变性、静态悬砂性、破胶性、静态滤失性和岩心基质伤害率进行了评价。结果表明,该压裂液体系在130℃、170 s-1剪切2 h后黏度可保持在140 m Pa·s;支撑剂的24 h和48 h沉降速率分别为3.7×10-4 mm/s和5.6×10-4mm/s;在80℃时加入0.05%的破胶剂过硫酸钾,2 h破胶后,破胶液黏度为1.32 m Pa·s,破胶液表面张力为25.23 m N/m,破胶液透明、基本无残渣;初滤失量为2.32×10-3 m3/m2,滤失系数为1.86×10-4 m3/min0.5,滤失速率为3.23×10-5 m/min,压裂液滤液对岩心基质的伤害率为10.8%。室内评价结果证明,该超分子聚合物压裂液体系满足致密气藏使用要求。     

浅层致密气压裂用低温压裂液优选及现场应用

针对埋藏浅的低温致密气藏,优选了适用于该气藏的低温压裂液体系。通过对改性胍胶、多效添加剂、交联剂的优选,确立了低温压裂液配方:0.3%GW-3+0.5%DT+0.5%KCl+0.3%JL,并对体系的综合性能进行评价。结果表明:该低温压裂液属于假塑性流体、具有较好的耐剪切性能,在60℃、170 s^-1条件下剪切120 min后,黏度保持在145.6 mPa·s以上。通过破胶剂加量优化可以实现在低温下控制破胶时间和破胶效果,达到快速破胶目的,破胶液具有返排率高、储层伤害小的特点。现场应用效果较好。     

低压浅层油藏重复压裂改造压裂液体系研究与试验

万城油田新沟嘴组储层是典型的浅层低压低孔低渗储层,优选出适合重复压裂改造的携砂能力强、易破胶返排、储层伤害小的压裂液体系是确保施工成功和提高压后效果的关键。经室内实验优选得到0.50%稠化剂HPG、0.50%助排剂BA1-5、0.50%黏土稳定剂BA1-13、0.20%杀菌剂BA2-3、0.45%（交联比）交联剂（BA1-21A、BA1-21B质量比10:1）组成的低伤害压裂液体系。压裂液性能评价实验表明:该体系在70℃、170 s^-1下剪切2h后的压裂液黏度约120 mPa·s,抗剪切性较好;破胶剂（NH₄）₂S₂O₈加量在500mg/L时,压裂液在2h内彻底破胶,破胶液黏度为3mPa·s,破胶性能良好;压裂液体系破胶后的地层支撑裂缝导流能力约116.68 D·cm,伤害率为28%,对储层伤害小。该体系在W5X井成功进行了现场试验,施工平均砂比29.3%,排量4.5⁵.0 m³/min;重复压裂效果理想,压后稳定日产液6.5t,日产油5.1t。     

东北油气田可重复利用地层水基压裂液

针对东北油气田压裂液配液水缺乏及地层水重复利用难的问题,开展了东北油气田地层水特征分析及可重复利用压裂液研究。地层水特征分析以及地层水压裂液优选实验结果表明:苏家屯等几个区块地层水呈弱碱性,生物活性强、Ca2+、Mg2+含量高,使得常规稠化剂溶胀速度慢甚至沉淀、配制的基液稳定性差并且交联无法控制、交联液耐温能力差。最终确定了能采用地层水配制的BCS分子自缔合压裂液及130 ℃配方:0.55%稠化剂BC-S+0.45%稠化增效剂BL-S+0.3%金属离子稳定剂BCG-5+0.2%高温稳定剂B-13+0.3%高效阻垢剂BC-3。性能评价结果表明:BCS压裂液在130 ℃、170 s?1下剪切120 min黏度可达35 mPa·s以上,耐温抗剪切性能良好,携砂性能优于HPG压裂液,并且破胶彻底,破胶液残渣含量仅为1.5 mg/L,表面张力为24.32 mN/m。采用60%的自来水稀释压裂返排液后,配制的BCS压裂液能达到原130 ℃配方的标准,从而实现地层水的多次重复利用。     

火山岩深气层压裂液体系研究与应用

大庆徐家围子断陷深层火山岩储气层,最高温度超过170℃,最大厚度超过120 m,压裂施工中单层加砂量超过100 m3,使用现有压裂设备施工时间为2.5~3.0小时,要求水基压裂液具有优异的各项性能。为此研发了适用于120~170℃不同温度的压裂液,基本配方如下:HPG 0.55%~0.65%,表面活性剂ZP-1 0.10%~0.15%,有机钛有机硼高温交联剂0.25%~0.30%,过硫酸盐破胶剂0.002%~0.003%,其他组分有粘土稳定剂、冻胶稳定剂、温度稳定剂、交联控制剂、降滤失剂等。介绍了150℃配方压裂液的性能:150℃、170 s-1剪切4.0小时粘度>80 mPa.s;初滤失量3.13×10-4m3/m2,滤失系数4.59×10-4m/min1/2;破胶液粘度5.6 mPa.s,表面张力30.96 mN/m,界面张力(与煤油)1.83 mN/m;通过交联控制,现场沿程摩阻降低了30%。2002年以来使用该体系压裂液在大庆12口深气井共24层进行压裂,最大加砂量为100 m3,均获得成功;在吉林2口深勘探气井压裂也获得成功。图1参3。     

新型疏水缔合聚合物压裂液综合性能评价

以丙烯酰胺、丙烯酸钠等为单体,按照溶液聚合法制备了新型疏水缔合聚合物增稠剂(SRFG-1),进而合成了一种不含金属元素的低分子化合物交联剂(SRFC-1)。以SRFG-1增稠剂和SRFC-1交联剂为主剂,配制了一种新型疏水缔合压裂液体系(SRFG),评价了该体系的耐温耐剪切性能、静态悬砂性能、破胶性能和静态滤失性能,并考察了该压裂液滤液对岩心基质伤害率及SRFG-1增稠剂的降阻率。结果表明:SRFG压裂液在140℃、170s-1条件下具有良好的流变性能,24h和48h内的沉降速率分别为4.6×10-4 mm/s和6.9×10-4 mm/s;在80℃,破胶剂加入量为0.01%条件下,1h即可破胶,破胶液黏度为3.84mPa·s,破胶液表面张力为26.5mN/m,破胶液基本无残渣;初滤失量为1.289×10-2 m3/m2,滤失系数为8.47×10-4 m/min0.5,滤失速率为2.63×10-4 m/min;压裂液滤液对岩心基质伤害率为10.25%;SRFG-1增稠剂的降阻率为60.15%。     

超高温有机硼交联剂的研究与应用

针对目前国内常规有机硼交联剂耐温性低的缺点,采用向有机硼交联剂中引入高价金属的方法,研制出耐温性能达到180℃的超高温有机硼交联剂DG-ZCY-15,通过考察高价金属加量及碱加量对压裂液耐温性能及交联时间的影响,得到了耐温性能达到180℃且具有良好的延迟交联性的压裂液配方:0.57%羟丙基瓜尔胶+0.45%DG-ZCY-15+0.3%DG-10温度稳定剂+0.3%碱+0.03%P-33型破胶剂+其它,综合评价了该压裂液体系的性能,并介绍了该压裂液体系在大港油田的应用情况。实验结果表明,180℃、170 s-1条件下剪切120 min后压裂液的黏度仍在50 mPa.s以上,能满足超高温、超深储层的加砂压裂施工要求。破胶液的黏度仅为1.45mPa.s,破胶液的表面张力仅27.8 mN/m,对3口井岩心的伤害率均在20%以下。该压裂液在大港油田进行了50余井次的现场试验,最高井温达189℃,施工成功率100%,均取得了良好的压裂效果。