页岩气藏滑溜水压裂用降阻剂性能影响因素研究

"大排量、大液量"体积压裂日益成为页岩气藏开发的有效方式,降阻性能是体积压裂液体关键性能,直接决定了体积压裂的成败。研究了剪切速率、线速度、雷诺数、降阻剂相对分子质量、降阻剂质量分数与降阻性能的关系,水质对降阻性能的影响。结果表明,模拟现场降阻性能时,采用剪切速率相似原则并不能完全有效地评价滑溜水降阻性能,建议依据线速度、雷诺数相似模拟;降阻剂结构相似,有效浓度一致时,相对分子质量越大降阻性能越好,但高相对分子质量降阻剂耐剪切、溶解等性能差;降阻剂质量分数提高,降阻性能提高,但质量分数增加到一定值时,降阻性能提高较小,降阻剂质量分数低于一定值时耐剪切性能差;水质对降阻剂性能有影响,矿化度高时,阳离子降阻剂降阻性能较好。     

滑溜水压裂液用降阻剂的研究与应用进展*

滑溜水作为非常规油气开采应用最多的水基压裂液之一,其主要特点是能够降低摩擦阻力,而降阻剂作为核心助剂决定了滑溜水的性能和应用。本文结合国内外相关文献,分析了降阻剂的作用机理,介绍了天然聚合物型、表面活性剂型以及聚丙烯酰胺型降阻剂的研究及应用进展,认为速溶粉式聚合物降阻剂和W/W分散聚合物降阻剂具有较大应用潜力,能够实现高效携砂且耐盐的降阻剂是未来研究的重点。图2参46     

滑溜水压裂液降阻剂的研制与应用

通过对高聚物降阻机理及影响因素的分析研究,借助正交实验设计方法,优选出降阻剂主要活性组分UJ,研制出低成本滑溜水压裂液降阻剂GCY-1,性能表征结果显示,该降阻剂具备高分子降阻特性,性能良好,并通过添加适当的压裂液添加剂,形成了滑溜水体系配方,该配方在现场应用4井次,降阻率可达63.6%,取得了良好的应用效果。     

深层油气用加重滑溜水压裂液体系

塔里木库车山前区块作为典型的超深层气藏,75%施工井泵压在100 MPa以上,最高施工压力达到136 MPa,压裂增产改造一直是制约其油气开发的技术瓶颈,施工排量也受到极大限制。据统计超深加重压裂液施工井,普遍存在液体密度增加,施工压力降低幅度未达到理论效果,基于理论分析及加重压裂液实际应用中存在的问题,借鉴页岩气用滑溜水成功应用的经验和加重压裂液的优点,通过优选加重剂、耐高盐降阻剂和助排剂形成了加重滑溜水体系。该体系加重密度为1.35 g/cm3,耐氯化钙35×104 mg/L,能有效降低施工压力和施工风险,降阻率为62%,与常规瓜胶压裂液减阻率相当,并具有良好的耐温耐剪切性能和助排性能,岩心伤害率为11.2%,对储层伤害低,为超高压超深井储层改造提供新的技术支持。      

滑溜水压裂液用乳液降阻剂的合成及应用

采用丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酸及全氟甲基丙烯酸酯在反相乳液中共聚制备一种乳液降阻剂。该降阻剂溶解时间为40 s,配成滑溜水溶液CST值小于同条件下的KCl溶液,降阻率为72%～75%,岩心伤害率为5%左右,抗盐性达到200 g/L,可用现场返排液进行配液。在自211井的压裂施工测试,效果显著,可以充分满足现场施工需求。     

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。      

85 ℃下高矿化度地层化学堵水剂研究

针对高矿化度地层堵水需求,结合油田实际出水情况分析了聚丙烯酰胺结构与耐盐性能的关系,并研制了一种耐高矿化度的阳离子聚丙烯酰胺为主剂的凝胶型堵剂,交联剂采用含苯环结构的树脂,并加入保护剂减缓高温下主剂水解。实验评价结果表明:堵剂体系能封堵85 ℃下、NaCl 矿化度220 000 mg/L、CaCl2矿化度10 000 mg/L的地层水,堵剂体系最佳pH值为7~11;有效期长;岩心封堵水突破压力大于45 MPa/m,突破后20 PV体积驱替后封堵强度大于30 MPa/m,封堵率98%以上;并且堵剂对含油饱和度高的地层封堵强度低,具有一定选择性。     

耐高矿化度聚合物凝胶体系室内研究

针对哈沙克斯坦热德拜油田高矿化度油藏条件(地层水矿化度为13×10~4mg/L),研制了耐高矿化度聚合物凝胶体系。首先对实验室现有的3种耐盐聚丙烯酰胺、4种有机交联剂,2种稳定剂进行了筛选,最后选定FP3630、有机铝交联剂、硫脲稳定剂作为试验对象。采用单因素法,在确定各因素最佳用量范围基础上,结合正交试验法,确定了试验的最佳配方:当聚丙烯酰胺(FP3630)质量浓度为0.6%,交联剂(有机铝)质量浓度为0.004%,稳定剂(硫脲)质量浓度为0.04%时,其凝胶稳定时间达到了48d。另外,采用动态流变法,考察了聚合物浓度、矿化度、稳定时间对凝胶体系粘度的影响,并对各试验现象从机理上进行了一定的分析。     

几种滑溜水缔合型降阻剂的制备及性能

为研究含不同疏水结构缔合型二元丙烯酰胺共聚物降阻剂的性能,合成了4种疏水改性单体：N,N-二甲基烯丙基苯基丙烷基溴化铵（Allyldimethylalkyl quaternary ammonium salt 1,AQAS1）、N,N-二甲基烯丙基壬烷基溴化铵（AQAS2）、N,N-二甲基烯丙基-9-甲基十九烷基溴化铵（AQAS3）和N,N-二甲基烯丙基二十烷基溴化铵（AQAS4）,采用水溶液聚合法分别将合成的疏水单体与丙烯酰胺（AM）共聚制备了4种二元共聚物P(AM/AQAS1)、P(AM/AQAS2)、P(AM/AQAS3)、P(AM/AQAS4)。研究了这4种共聚物的溶解性能以及耐盐、耐温耐剪切性能,并对比测定了不同浓度P(AM/AQAS1)与部分水解聚丙烯酰胺P(AM/NaAA)在10 g/L的NaCl溶液中的降阻能力。研究结果表明,所合成的4种疏水缔合型丙烯酰胺共聚物在0～20 g/L的NaCl溶液中表现出良好的耐盐性;在30～100℃范围内持续升温,表观黏度随温度提升下降幅度较小,表现出良好的耐温性;带环状结构的聚合物表观黏度受剪切时间的影响较大,带链状结构的聚合物表观黏度几...     

非常规压裂技术在川东页岩气开发中的应用研究

页岩气存在的页岩层一般孔隙度较小、渗透率较低、石英矿物质含量高、页岩层内页岩气流动性较低,天然形成的裂缝发育程度较高,所以需要对页岩层进行压裂改造才能获得较高且稳定的页岩气产量,非常规压裂技术是页岩气开发的核心技术之一,本文对非常规压裂技术地面配套施工技术进行了具体分析,升级优化页岩气压裂装置,完善压裂工艺地面施工布置,保证了非常规压裂技术施工质量。     

四川盆地长宁-威远页岩气开发示范区生产废水管理

在四川盆地长宁-威远页岩气示范区规模开发的过程中,钻井、压裂对水的需求量很大,而钻井废水、压裂返排液等产量大、处置难度大,生产用水的供需产不平衡,对水环境保护提出了巨大挑战。针对存在的问题,开展了现场生产废水处理的工艺研究及管理提升,通过废水的源头控制、过程管控、合理处置及重复利用,积极促进生产废水的生态化管理,并取得一定的成果。对页岩气开发现场生产废水管理经验进行了总结,并为进一步实现页岩气清洁生产"减量化、资源化、无害化"目标提出建议方案。     

页岩气开发的关键技术

页岩气开发由于具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,成为现在能源研究的热点和突破口。钻井技术和水力压裂技术是页岩气开发的关键技术。本文对国外主要的水平井钻井技术以及这些钻井技术所面临的挑战进行了研究;介绍了国外常用的几种水力压裂技术,并分析了其适用范围。     

川西须家河组页岩气水基钻井液技术

油基钻井液是页岩气开发常用的钻井液体系,但存在污染大、费用高等问题,通过改进水基钻井液体系开发页岩气藏可以有效地解决上述问题。对川西须家河组五段泥页岩的工程地质特征进行分析发现,该层属硬脆性泥页岩,膨胀性矿物体积分数低,微裂缝发育,井壁失稳是影响水基钻井液使用的主要因素。通过室内实验优选了抑制剂、封堵剂和降失水剂,形成强抑制强封堵的聚胺仿油基水基钻井液体系。该体系具有较强的抑制封堵性、抗污染性、润滑性和优良的流变性,同时具有较低的中压失水和高温高压失水,在川西XYHF-1井页岩层现场进行了应用。结果表明,该体系能有效防止页岩层吸水膨胀、缩径垮塌,确保钻井施工安全,在川西页岩气藏开发过程中具有广泛的应用前景。     

水平井地质导向技术在四川威远204井区页岩气开发中的应用

四川威远204井区龙马溪组地层底部发育一套富含烃类气体页岩,为了提高水平井优质页岩钻遇率和页岩气产量,在威远204井区共实施了4口水平井地质随钻导向钻井技术,根据随钻GR值的变化调整轨迹纵向位置,保证钻头在设计地质层位钻进,优质页岩钻遇率达95.11%,节约了钻井成本,单井初期日产气达22.6×104 m3,达到了预期效果。     

川西首口页岩气水平井钻井技术

XYHF-1井是川西地区第1口页岩气勘探水平井,在其钻井过程中存在机械钻速低、井身质量难以控制、钻井液选择困难、井控风险大、井壁稳定性差等难题。在深入分析该井钻井难点的基础上,重点阐述了井身结构优化、井眼轨迹控制、钻具组合优化、安全钻进和储层保护等关键钻井技术及其应用效果,并简要介绍了旋转导向钻井、油基钻井液和滑套固井技术在该井的应用情况。全井钻井周期253.17 d,平均机械钻速1.6 m/h(含直导眼段),全井井径扩大率小于12%,上部井段最大井斜为0.87°,施工效果较好。应用效果表明,合理的井身结构和井眼轨道优化设计,是保证浅层水平井顺利实施的前提;加强摩阻扭矩预测、采用安全钻进措施和良好性能的钻井液,是预防井下复杂情况和安全钻进的重要保证,该井的顺利完钻,为同类井提供了实践经验。     

适用于涪陵页岩气开发压裂工艺配套技术研究

涪陵页岩气二期产建区井随着埋深加大造成施工压力高,施工排量受限,难以形成复杂缝所需较高的净压力,给当前的压裂施工带来一定的难度,本文通过涪陵页岩气井开发对压裂设备需要耐高压、大排量、长时间的要求,提出了相对应配套技术及配套压裂工艺方案,可保障压裂施工在高压、大排量施工顺畅。     

四川盆地页岩气开发套管变形一体化防控技术

针对四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区开发过程中出现的套管变形问题,提出了地质工程一体化防控技术.在流体通道—断层激活模型的基础上,结合断层滑动力学条件和定量风险评估方法(QRA),对套管变形风险段进行预测;分析断层滑动和套管相互作用的规律,用"以柔克刚"的方法对套管变形进行预防;基于套管变形井微地震特征,压裂实时监...     

地球物理勘探技术在页岩气开发中的应用

页岩气工业化生产成为我国一项战略工程,能够有效弥补我国石油天然气资源的相对不足的短板,在一定程度上补充资源供给,对于我国能源结构的改善也有重要的意义。     

页岩气压裂返排液的碱活化过硫酸钠氧化技术北大核心CSCD

目的针对高盐难降解的页岩气压裂返排液,探究了碱活化过硫酸钠(NaOH/PS)氧化有机物的可行性。方法进行了过硫酸钠(PS)投加量、初始pH值、PS投加方式的单因素实验,进行了总有机碳(TOC)去除率动力学方程的拟合,开展了NaOH/PS体系反应机理的分析。结果NaOH/PS氧化页岩气压裂返排液最佳反应条件为PS质量浓度1500 mg/L,初始pH值为12,PS分4次投加,TOC去除率符合准二级反应动力学。通过EPR及淬灭实验,发现NaOH/PS氧化体系中的活性物质为SO_(4)^(-)·和OH·。结论研究结果可为页岩气压裂返排液中有机物去除装置的设计和运行提供参考。