压裂液性能

2024-07-12

压裂液性能（精选七篇）

压裂液性能篇1

1 油田减产原因分析

我们在调研了国内外的现状和查阅了大量的文献后, 总结出了以下几点:

由于地面情况的复杂性和多变性, 地层近地带受到来自地面的伤害, 造成地层渗透率严重下降。

长期开采过程中, 地层中孔隙, 尤其是孔喉和孔道发生变化, 使得油气层的渗透性变差。

油气不断的由地下运移开采到地面, 使得地层压力降低, 油气剩余能量不足以将原油输送至地面。

由于注入流体的多样性和复杂性, 使得原油的粘度增高。

2 压裂液介绍

针对于上述现象, 我们必须采取水利压裂措施, 在这其中压裂液扮演着重要的角色, 下面我们就具体的对压裂液进行分析。

2.1 压裂液组成

水利压裂的压裂液有携砂液、前置液、顶替液在不同阶段发挥不同作用组成。

前置液的作用是制造地层裂缝, 保证滤失少的携砂液, 预防砂砾卡住裂缝。当然, 我们对前置液也有很高的要求, 那就是用量一定要足, 并且具有很高的粘性。

携砂液的作用是用不同的方式将携砂液通过特定的途径带入地层裂缝中, 并且对地层裂缝的尺寸具有一定的增大作用, 以及, 对因为各种工序造成的地层温度升高, 具有冷却作用。对携砂液的要求:携砂液和前置液一样, 都必须具有相当大的带动砂砾的能力和很高的粘性。

顶替液的主要作用是顶替, 它一般存在于中间和尾部。对顶替液的要求:顶替液在水力压裂中扮演重要的角色, 它的用量具有严格的要求。我们应当保证其用量, 但也不能过量使用, 避免过犹不及, 出现过量顶替。

2.2 压裂液的性能

压裂液具有非常重要的作用, 那么对其性能肯定也具有很高的要求, 我们对其做以简单概括:

(1) 滤失低。

(2) 带动砂的能力很大。

(3) 摩阻低, 在地层中具有良好的运移能力, 比重大易于下降。

(4) 稳定性好。

(5) 配伍性好。

主要是指与岩石和地层流体的配伍性。

(6) 残渣少。

(7) 易返排, 易回收, 不会对地层造成伤害。

(8) 廉价, 易获得, 要保证一定的经济效益。

2.3 压裂液的滤失

2.3.1 压裂液滤失机理

从压裂液开始在裂缝壁面到地层内部结束, 总共 (leakoff) 经历了三个过程。因为有大量的固相颗粒存在于压裂液中, 而这些固相颗粒能够在在裂缝壁面被阻挡而不能通过, 从而形成一种固相壁, 我们称之为滤饼, 压裂液通过这些固相壁向地层中运移, 该过程为压裂液造壁性控制的滤失过程, 而这些区域称为滤饼区;然后滤液侵入地层, 该过程为压裂液粘度控制的滤失过程, 相应的影响区域称为侵入区;侵入区以外广大地区是受地层流体压缩和流动控制的第三个区域, 称为压缩区。尽管每种机理控制的滤失系数都可以独立导出, 但在压裂过程中是同时起作用、共同影响压裂液效率。

(2) 压裂液的滤失系数

影响因素:造壁性、压裂液粘度、地层流体的粘度和压缩性。

计算:

由达西定律:

实际滤失速度:

可得:

2.4 有关于储层中压裂液的保护和伤害

2.4.1 压裂液由于其自身的特殊性, 很可能会长时间滞留于地层中, 那么这样就会出现液堵现象

在现场的复杂的压裂施工环境中, 压裂液一般会顺着裂缝的缝壁渗滤进入地层环境, 这样就会使地层中原始的含油饱和度发生改变, 是原来的单向流动变成两相流动, 从而使压裂液的流动阻力大大增大。同时假如地层现有的压力不能够应对不断升高的毛细管力, 那么水就会一直存在地层中, 这样就会出现非常持久而严重的水锁现象。

针对这些现象, 我们必须采取行之有效的措施:

(1) 我们需要采取措施来降低压裂流体的表面张力

(2) 将CO2或N2注入井中来帮助排出永久存在的压裂液

(3) 我们运用一定的方式来提高压裂液的破胶性能

(4) 通过适当处理地层中的杂质, 来改善压裂液在地层中运移时的粘滞力, 提高其破胶能力

2.4.2 存在于地层中的粘土矿物发生水化膨胀和分散运移时对地层产生的伤害

以水为基液的压裂液接触到粘土矿物时, 那么粘土矿物会立马膨胀变大, 使原本就很小的流动孔隙变得更小。经过水的浸泡, 原本就松散粘附于孔道壁面的粘土颗粒会掉落下来, 随压裂液运移, 这样当碰到孔喉就会被被卡住, 造成堵塞, 降低地层的渗透率, 从而引起地层伤害。[1]

(1) 我们将一定的稳定剂加入到压裂液中

(2) 我们阻止水分子进入到粘土矿物中

(3) 将以水为基液改为以油为基液

2.4.3 压裂液与原油乳化造成的地层伤害

原油中存在着大量的沥青、胶质和石蜡等天然乳化剂, 同时当我们进行压裂施工时, 就相当于对压裂液和原油进行了搅拌作用, 就会产生水油乳化物。[2]

(1) 使用表面活性剂一定要谨慎

(2) 使用良好的压裂液, 尽量降低压裂液残渣存在于地层中

(2) 在压裂液中使用优质破乳剂, 消除压裂液进入地层后潜在的乳化堵塞

2.4.4 润湿性发生反转造成的伤害

参考文献

[1]陈馥, 李钦.压裂液伤害性研究[J].天然气工业.2006 (01)

压裂液降滤失性能的研究篇2

水力压裂过程中, 压裂车通过高压手段把压裂液挤入底层。然后压裂液的液相在强大压差的作用下会滤失在地层当中, 长此以往下去压裂液会大量的滤失, 并且造成稠化剂的浓度升高, 破胶机的浓度降低。另外, 如果在液相滤失形成滤饼的过程中滤饼过厚的话, 也会造成上述现象。而要想有效的解决这种现象, 必须在压裂液体系中加入降滤失剂。通过室内研究, 优选羧甲基羟丙基瓜胶和锆硼复合交联剂, 合成粘土稳定剂PDA, 改性油溶性降滤失剂, 组成防膨降滤失压裂液的基本体系。下面对该压裂液的降滤失性能进行研究。

1 压裂液滤失性的影响因素

压裂液液相滤失量的高低和是否在压裂液体系中加入降滤失剂有着直接的关系。如果加入降滤失剂可以有效的降低液相的滤失量, 如此不仅可以使压裂液的利用价值最大化, 用最小的量发挥最大的价值, 还能够使稠化剂的浓度得到合理控制, 有效的降低成本, 同时还能够增强破胶、返排效果, 降低残渣含量, 有效的保护油气层不受伤害。并且在压裂液体系中加入降滤失剂, 还能够使裂缝的导流能力得到增强, 有效改善压裂措施效果。

动滤失、瞬时滤失和静滤失是压裂液滤失的三种主要类型。通常我们说的加入降滤失剂降低压裂液的滤失量就是通过降低压裂液的瞬时滤失和滤失系统实现的。其中影响瞬时滤失的主要因素是压裂液的基液粘度、地层温度等, 而滤失量的关键因素就是滤失系统, 需重点研究。

2 油溶性降滤失剂的制备与评价

2.1 实验试剂及仪器

2.2 油溶性树脂的改性

通过选用磺化沥青对油溶性树脂进行改性, 提高整体性能。

首先高温熔融磺化沥青和油溶性树脂, 要求其具有不同的软化点, 然后进行多组室内平行实验, 通过优化两者之间的配比, 研制出一种新型抗温性油溶性树脂降滤失剂。

2.3 降滤失剂油溶性评价

为了实验降滤失剂是否溶于原油, 是否影响油井的产量, 是否影响渗透率的恢复, 我们为此进行了以下实验。

首先应该准备100ml脱脂煤油, 并加入2.0g油溶性降滤失剂。

然后准备4组实验样品, 使之充分的溶解, 并分别把其放入不同的恒温箱内24小时, 要求这些恒温箱处于60℃、80℃、100℃、120℃不同的条件。

最后按照规范步骤称取油不容物的含量, 并且计算油溶率, 评价油溶性。实验结果见表3。

分析上述实验结果不难发现, 温度对降滤失剂的油溶性有着一定的影响, 降滤失剂的油溶率会随着温度的升高而不断的加大, 降低油不溶物残渣的含量。这说明了在脱脂煤油中新型的降滤失剂的溶解度是很高的, 固体质量会很快减少。

所以, 该降滤失剂能够溶于原油, 不会影响油井的产量, 也不会对地层造成伤害。

2.4 降滤失剂软化点的测定

评价降滤失剂的耐温性能可以通过降滤失剂软化点的测定来实现。在实际的施工中, 要想使油溶性降滤失剂真正的发挥作用, 必须使其略高于地层温度。

实验时, 首先把适量的油溶性滤失剂颗粒加入到200ml丙三醇溶液中, 然后把其放到电炉上进行缓慢加热, 最后观察并记录随着温度的升高降滤失剂的变化情况。实验结果见表4。

分析上述实验结果可以发现, 油溶性降滤失剂是在温度升到110℃时开始软化、变稀的, 所以该降滤失剂的软化点是110℃, 此时抗温性能最好。

2.5 降滤失剂的分散性能评价

由于油溶性降滤失剂具有溶解性, 很容易与压裂液出现分层, 如此不仅影响降滤失效果, 也影响压裂施工效果。但是如果在压裂液中加入适当的分散剂就能很好解决掉这个问题。为了评价降滤失剂的分散性能进行了以下实验, 配置两组稠化剂为天然瓜胶的降滤失压裂液, 一组加入适当的分散剂, 并使之充分溶解, 另一组不做处理, 然后观察并记录两组溶液的分层情况。实验结果如表5所示。

分析上述实验结果可以知道, 分散剂对提高油溶性降滤失剂在压裂液中的稳定性有着重要的影响, 能够有效的提高其整体性能。

2.6 降滤失剂滤失暂堵模拟实验

通过降滤失剂滤失暂堵模拟实验可以评价油溶性降滤失剂的滤失暂堵性能。选取4组天然岩心, 使用岩心流动压力仪, 在室温条件下进行实验。采取反向煤油驱替, 测定相对渗透率Ko1;正向2%KCl溶液水驱, 测得相对渗透率Kw1。将天然岩心浸泡在5%油溶性降滤失剂中, 置于恒温箱内在60℃下进行养护。数小时后取出岩心, 正向2%KCl溶液水驱, 测得相对渗透率Kw2;反向煤油驱替, 测定相对渗透率Ko2。根据Kw1、Kw2, 计算降滤失剂滤失暂堵率ηw;评价油溶性降滤失剂的滤失暂堵性能。根据Ko1、Ko2, 计算岩心渗透率恢复值ηo, 评价降滤失剂的解堵性能。如表6所示。

分析上述实验结果可以知道, 油溶性降滤失剂具有明显的亲油憎水特征, 不仅可以有效的堵水, 还由于其能够遇油解堵, 最大限度的恢复岩心渗透率, 真正的实现了其屏蔽暂堵的作用, 并且不会对油气储层造成伤害。

3 总结

(1) 通过选用磺化沥青对油溶性树脂进行改性, 首先高温熔融磺化沥青和油溶性树脂, 然后优化两者之间的关系, 研制出了一种新型的抗温型油溶性降滤失剂。

(2) 通过室内研究发现, 温度对降滤失剂的油溶性有着一定的影响, 降滤失剂的油溶率会随着温度的升高而不断的加大, 降低油不溶物残渣的含量。另外, 分散剂对提高油溶性降滤失剂在压裂液中的稳定性有着重要的影响, 能够有效提高其整体性能。

(3) 油溶性降滤失剂有很强的滤失暂堵性能, 从滤失暂堵模拟实验中得出, 油溶性降滤失剂具有明显的亲油憎水特征, 能够最大程度的恢复渗透率。

参考文献

[1]李超.防膨降滤失压裂液的研究[D].东北石油大学硕士论文, 2012-03-23.

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[3]张学锋, 殴天雄, 赵延平.暂堵酸化工艺技术实验研究及应用[J].大庆石油地质与开发, 2000-02-09.

[4]李金东.不规则人工压裂井网的数值模拟研究[D].大庆石油学院硕士论文, 2008-08-28.

压裂液性能篇3

现研究的清洁压裂液体系由低聚物、表面活性剂和盐组成。该体系压裂液耐温性好, 可在120 ℃ 地层施工。该清洁压裂液不需要交联剂, 依靠低聚物和表面活性剂分子间的相互作用成胶, 对地层伤害小。本文通过溶液的表面张力和粒径研究了压裂液的组成与性能之间的关系。并测试了压裂液的耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶性能等, 根据低聚物清洁压裂液的组成和结构特点对其适用性进行了探讨。

1实验部分

1.1实验材料

药品:离子型低聚物, 阳离子表面活性剂, 两性表面活性剂, 水杨酸, 氯化钾、氯化铵, 过硫酸钾。

仪器:HAAKE Rheo Stress 6000旋转流变仪, ZNN—D6型旋转黏度计, DCAT21表面/界面张力仪, Delsa Nano纳米粒度及zeta电位分析仪, Q/ 320683AFA01—2005的控温水浴锅, 85—2数显恒温磁力搅拌器。

1.2实验方法

表面张力测试:向DCAT21表面/界面张力仪样品池内倒入测定样品至样品池约三分之二处, 升高样品台, 至感应片二分之一浸没入溶液停止上升。开始测定, 直至数值稳定不变即为溶液的表面张力。

粒径测试:将适量的溶液加入Delsa Nano纳米粒度及zeta电位分析仪的样品池中, 启动其专业分析软件, 在SOP清单中, 选择测量粒径的SOP, 对SOP预览屏中的各项参数进行检查, 检查完毕且无误后点击start按钮, 测量开始进行, 待所需粒径测得后, 点击stop按钮, 测量结束。

耐温抗剪切性能测定:在HAAKE Rheo Stress 6000旋转流变仪的样品杯中加满压裂液后, 对样品加热。控制升温速度为 (3±0.2) ℃/min, 从25 ℃ 开始试验, 剪切速率170s－１, 温度达到140 ℃后, 保持剪切速率和温度不变, 直至达到预定剪切时间为止。

携砂性能的测定:在室温下将配制好的压裂液倒入100mL量筒中, 在每个量筒中加入20%的20~ 40目陶粒, 每10min观察一次, 记录各量筒中沙面位置, 计算砂在各配方压裂液中的沉降速度, 单位为mm/s。

破胶性能测定:将含有不同破胶剂含量的压裂液样品放置在设定温度水浴锅内, 观察破胶情况。室温测定破胶液黏度低于5mPa·s时可以视为彻底破胶, 记录破胶时间。

2结果与讨论

2.1表面张力测试

在压裂作业中, 压裂液不可避免地会渗入油层孔道中;一旦油气井生产时, 滞留在储层孔道中的压裂液将在储层中产生附加的毛管阻力 (亲水岩石中产生水锁效应, 亲油岩石中产生贾敏效应) , 导致油相渗透率降低, 对储层造成损害［１０］。降低压裂液的表面张力, 可以减小毛细管阻力和提高压裂液的返排率, 从而达到保护储集层的目的。同时, 溶液的表面张力可以间接反映溶液的配伍性及稳定性, 溶液的表面张力越小, 表明该溶液的配伍性及稳定性越好。因此, 表面张力也是影响压裂液性能的一个因素。

从图1中可以看出, 溶液的表面张力随着向内添加KCL和低聚物+KCL而减小, 即, 表面活性剂+低聚物+盐, 这种溶液体系表面张力相较于其他配方最小, 继而说明这种体系的配伍性最好, 稳定性最好。

两性表面活性剂的溶液体系的表面张力明显低于阳离子表面活性剂的体系以及两性和阳离子的混合体系。即相较于阳离子表面活性剂, 两性表面活性剂更有利于降低溶液的表面张力, 对溶液的配伍性及稳定性做出的贡献更大。

清洁压裂液是一种基于黏弹性表面活性剂的压裂液体系, 表面活性剂的主要作用就是降低溶液的表面张力。由于添加了表面活性剂, 使得清洁压裂液的表面张力较植物胶类压裂液低, 从而降低了清洁压裂液对储层的伤害, 同时具有更好的配伍性和稳定性, 这是清洁压裂液具有优良性能的原因之一。

2.2粒径测试

溶液中物质粒径的大小可以反应低聚物自身以及低聚物与表面活性剂形成的胶束大小。粒径越大表明形成的胶束越大, 即对溶液黏度的贡献就越大, 因而压裂液将具有更好的携砂性以及较小的滤失量。

如图2所示, 只有表面活性剂的溶液中粒径均较小, 添加了低聚物后溶液中粒径尺寸显著增大。配方1与配方2粒径都较小, 且相差不多, 表明, 两性表面活性剂与氯化钾并未发生分子间缔合而形成较大的胶束。配方3中两种表面活性剂形成的粒径较单独表面活性剂的大, 因此, 两性表面活性剂与阳离子表面活性剂在溶液中发生相互作用, 可以形成混合胶束。配方4与配方5的粒径较大, 这是由于低聚物与溶液中的表面活性剂产生分子间的缔合, 形成混合胶束或聚集体, 且低聚物自身胶束也较大, 这两个原因使得溶液粒径突增。从中也可以看出, 添加两种表面活性剂与低聚物的溶液粒径大于一种表面活性剂的溶液。因此可以判断, 这两种表面活性剂之间发生分子间的缔合, 形成了较大的胶束, 从而有利于增加溶液的黏度。

注:配方1:两性表面活性剂;配方2:两性表面活性剂+KCl;配方3:两性表面活性剂+阳离子表面活性剂;配方4:两性表面活性剂+低聚物+KCl;配方5:两性表面活性剂+阳离子表面活性剂+低聚物+KCl。

因此, 综合表面张力与溶液粒径的分析结果, 低聚物与两性表面活性剂和阳离子表面活性剂以及KCl的配方性能最好。

2.3压裂液耐温抗剪切性能

耐温抗剪切性能是评价压裂液性能的一个重要指标。它可以反映压裂液对温度的敏感性、对剪切速率和剪切时间的敏感性, 并能够影响压裂液的携砂能力［１１］。

如图3所示为新型清洁压裂液的耐温抗剪切曲线, 剪切速率为170s－１。实验开始后, 酸性压裂液的黏度随温度的升高而缓慢降低, 当温度上升到120 ℃时, 压裂液的黏度为50mPa·s, 之后出现显著下降。当温度达到140 ℃时, 压裂液黏度稳定在20mPa·s左右。压裂液黏度对温度非常敏感。压裂液体系黏度随温度升高而下降, 是由于在高温下, 体系中的胶束不稳定, 易发生热重排而改变结构, 导致压裂液黏度降低。当温度恒定140 ℃, 剪切30 min, 压裂液的黏度值没有明显下降, 说明该体系清洁压裂液抗剪切性能良好。

2.4压裂液携砂性能

压裂液的悬浮性是指压裂液对支撑剂的悬浮能力。压裂液的悬浮能力通常采用以支撑剂在压裂液中的自由沉降速度来衡量。压裂液的悬浮性能好, 就能将支撑剂均匀地带入裂缝中, 并且能够提高混砂比, 还可以携带较大直径的支撑剂;如果压裂液悬砂性能不好, 压裂液中支撑剂的沉降速度会加快, 导致支撑剂无法全部进入裂缝中, 施工时将有可能在井筒或裂缝中产生砂卡或砂堵, 从而导致泵压升高甚至施工将被迫中断, 对施工造成严重不利影响。

如表1所示, 清洁压裂液中砂粒的沉降速率均很低。表面活性剂的加入有利于提高压裂液的携砂能力。其中, 低聚物与两种表面活性剂的复配体系沉降速率最小, 携砂能力强。

2.5压裂液破胶性能

为了提高压裂液的返排, 降低对储层的伤害, 要求压裂液在施工结束时实现快速彻底破胶, 又要求压裂液破胶时间和裂缝闭合时间相匹配。本文所述的清洁压裂液遇到一定量的油、气以及地层水时会自动破胶, 同时地层温度高也有利于破胶。根据需要还可以加入过硫酸铵以加快破胶。

图4中分别测试了60℃和80℃时不同破胶剂用量时压裂液的破胶情况。从图中可以看出, 随着破胶剂用量的增大, 破胶时间减少。温度越高破胶越快。因此, 压裂液的破胶受温度影响较大。在现场施工中, 可根据不同井温及井深选择相应的破胶剂用量。

3结论

添加两性表面活性剂和阳离子表面活性剂, 使得清洁压裂液的表面张力降低, 从而降低了清洁压裂液对储层的伤害, 同时具有更好的配伍性和稳定性。两种表面活性剂和低聚物在溶液中产生相互作用, 发生分子间的缔合, 形成了较大的胶束, 从而有利于增加溶液的黏度。

温度为120 ℃时, 清洁压裂液的黏度为50mPa ·s;温度140℃时, 清洁压裂液黏度稳定在20mPa· s左右。该体系清洁压裂液抗剪切性能良好。清洁压裂液中砂粒的沉降速率均很低。表面活性剂的加入有利于提高压裂液的携砂能力。清洁压裂液遇到一定量的油、气以及地层水时会自动破胶。可用于120 ℃地层。

摘要：压裂液是对油气层进行压裂改造时使用的工作液。研究的清洁压裂液体系由低聚物、表面活性剂和盐组成, 不含有交联剂。通过溶液的表面张力和粒径方法研究了压裂液的组成与性能之间的关系。并测试了压裂液的耐温抗剪切性能、携砂性能、破胶性能等。研究表明, 两性表面活性剂和阳离子表面活性剂的加入, 使得清洁压裂液的表面张力降低, 携砂能力增强。该体系清洁压裂液遇到一定量的油、气以及地层水时会自动破胶, 对地层伤害小, 耐温抗剪切性能好, 可用于120℃地层。

关键词：清洁压裂液,表面张力,粒径,耐温抗剪切,携砂,破胶

参考文献

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压裂液性能篇4

压裂液作为水力压裂的工作介质, 在整个压裂过程中起到了传递压力、延伸新生裂缝和悬浮支撑剂的作用, 对压裂施工作业的成功率以及压裂施工作业完毕后油气井增产幅度和增产周期也有至关重要的作用。

传统聚合物压裂液包括天然的胍胶, 田青胶, 黄原胶, 半天然的HPG, HEC, 全人工的可交联聚丙烯酰胺, 低分子量压裂液等。

清洁压裂液是斯伦贝谢1997年率先推出的一款压裂液, 是一种由粘弹性表面活性剂 (VES) 组成的水基压裂液。

清洁压裂液的特点:

1、清洁压裂液的优点

(1) 清洁压裂液的交联及破胶机理决定了其在油、气层中应用时, 不需要添加任何破胶剂便能完全破胶。

(2) 清洁压裂液不形成滤饼, 无残渣, 能充分保留支撑裂缝的导流能力;

(3) 清洁压裂液抗剪切能力强, 在较低粘度下, 就具有良好的携砂能力;

(4) 清洁压裂液对油、气层中的粘土具有良好的防膨效果, 能够降低粘土膨胀对油、气层的伤害;

(5) 清洁压裂液施工时, 摩阻较低, 可以降低施工时的水马力;

(6) 清洁压裂液配置简单 (仅需3种料) 、无毒无腐蚀性, 便于现场施工。

2、清洁压裂液的缺点:

(1) 在高渗透地层压裂时, 滤失大;

(2) 成本较高。

二、清洁压裂液的室内合成

水力压裂处理能有效降低井眼表皮效应, 从而有效地提高井的产能。然而, 常规聚合物压裂液的残留物可能会堵塞支撑剂充填的孔隙空间, 降低近井地带渗透率, 致使压裂效果变差。清洁压裂液是由VES、盐溶液、激活剂和稳定剂等组成。

粘弹性表面活性剂 (VES) 主要为一种长碳链的脂肪酸酯的季铵盐。当把这种表面活性剂加入到盐水中时, 在高速剪切搅拌中, VES完全分散, 流体充分稠化, 最后成为粘弹态冻胶。盐水一般选择3%KCI+4%NH4C1, 也有选择Ca Cl2、MgCl2、Ca Br2、四甲基氯化铵等卤化物。表面活性剂加入量一般为0.7%～4%。盐水、表面活性剂浓度愈大, 压裂液使用温度愈高。有些文献报导, 为保持高温稳定性, 需要加一些有机酸稳定剂。有几份专利谈到了粘弹性表面活性剂水基压裂液组成、物理化学性质及评价结果, 认为VES是一些由脂、脂肪酸等制得的长碳链季铵盐和一些水溶性非离子表面活性剂组成混合物, 在与水混合制作压裂液时, 需要加一些有机酸盐、水溶性醇作稳定剂。

三、清洁压裂液的性能分析

清洁压裂液的热稳定性

对配方:2.5%FRC-1+3%KCL+0.3%JL-1进行了热稳定试验。实验结果表明, 当温度低于时体系的耐温性好, 但当温度大于时, 视粘度随温度的增加下降较快。通过调整压裂液体系各量的浓度, 可以在以下得到所需的粘度。

清洁压裂液的破胶性能及与地层水的配伍性

清洁压裂液的破胶可以通过与原油接触或通过地层水、淡水稀释方法破胶。实验结果表明, 清洁压裂液与原油接触容易破胶, 最多2.5小时即可破胶, 而通过地层水 (实验中使用的是长6地层水) 稀释破胶较慢, 因为稀释需要较多体积的地层水。清洁压裂液与地层水配伍性好, 体系未出现沉淀。清洁压裂液与淡水混合也容易破胶。

清洁压裂液悬砂性能

对配方:2.5%FRC-1+3%KCl+0.3%JL-1的清洁压裂液体系进行了悬砂性能评价。试验方法为:将压裂液装入200ml量筒中, 观察砂粒的沉降速度。结果表明, 压裂液体系可以满足悬砂的需要。

滤失性能及对储层的伤害评价

清洁压裂液的滤失性与常规的瓜胶压裂液有所不同, 这是因为清洁压裂液在岩石的表面不能形成滤饼。因此虽然进行了多块岩心的滤失伤害实验, 但仅有少数的岩心得到了滤失系数。

pH值对清洁压裂液体系性能的影响

对配方:2.5%FRC-1+3%KCl+0.3%JL-1进行了pH值对体系视粘度的影响评价实验。从试验结果可以看出, 高pH值对体系粘度几乎无影响;当降低pH值时, 体系视粘度变化不大, 但pH值小于4时, 体系粘度急剧下降。

高价离子对清洁压裂液体系性能的影响对配方:2.5%FRC-1+3%KCl+0.3%JL-1进行了高价离子对体系视粘度的影响。实验结果表明, 三价铁离子的浓度大于0.04%时, 体系粘度出现急剧下降, 体系变成暗红色, 而钙离子在试验范围内对体系粘度基本没有影响。清洁压裂液放置稳定性及杂质的影响

对配方:2.5%FRC-l+3%KCl+0.3%JL-1进行了体系耐久性和杂质对体系粘度的影响实验。实验结果表明:清洁压裂液稳定性好, 在实验室放置了220小时, 约9天, 体系粘度没有下降, 还有所上升, 这是因为室温增加的原因, 实验过程中室温从16℃增加至20℃。实验中使用的机械杂质为灰尘, 可以看出其对压裂液体系的粘度影响不大。

结束语

本文介绍了新型清洁压裂液的定义、合成, 对其性能进行了评价。新型清洁压裂液以其优异的性能, 在未来将具有更加广阔的发展前景。近年来清洁压裂液的研究与应用取得了一定的成效, 但目前对水基压裂液的研究、应用情况和水力压裂技术发展情况, 沿着压裂液高效、低伤害、低成本的发展方向, 对清洁压裂液的深入研究是十分必要的。

摘要：压裂作为油气藏的主要增产、增注措施已得到迅速发展和广泛应用, 而压裂液是压裂技术的重要组成部分, 是造缝与携砂所使用的液体。目前, 压裂液体系仍以水基压裂液为主, 油气田开发对压裂效果要求越来越高, 消除残渣及其伤害成为压裂技术中亟待解决的重大难题。清洁压裂液, 又叫做粘弹性表面活性剂压裂液, 出现于上世纪90年代以后, 是国外研究者在研制无聚合物水基压裂液时, 找到的一种优异流体。本文主要分析了其室内合成和性能分析。

关键词：清洁压裂液,室内合成,性能分析

参考文献

[1]Brown.E.J, Card.RJ.Nelson.E.B.EP.835983 (980415) .US7227877, 961009.

[2]刘伟, 刘健权.VES-80清洁压裂液实验研究[J].钻井液与完井液, 2004, 21 (3) :16-18.

[3]马中国, 杨兆中, 罗鑫林, 蔡苑.清洁压裂液的研究与应用[J].重庆科技学院学报, 2009, 11 (1) 44～47.

[4]陈鹏飞, 王煦, 颜菲.一种改性胍胶的性能评价[J].精细石油化工进展, 2007, 8 (9) .1-3.

压裂液性能篇5

1 实验部分

1.1 主要仪器及试剂

实验仪器:H H-4型数显恒温水浴锅、逆流式黏度计、ZNN-D6型六速旋转粘度计、CP214型分析天平、LD4-1.8型自动平衡离心机等。

实验药品:四硼酸钠、甲醛、无水乙醇、过硫酸铵、硫酸铝钾、氧氯化锆、硼酸、三氯化铝、氯化钠等。

1.2 实验主要指评价方法

1.2.1 水基压裂液的制备

水基压裂液配液过程是:水+添加剂+稠化剂→基液;水+添加剂+交联剂→交联液;基液十交联液→水基冻胶压裂液;基液:交联液=100: (1~12) [3], 压裂液配方组成如表1所示。

1.2.2 压裂液稠化剂交联性能的测定

交联性能测定:配制0.6%改性瓜胶, 交联液浓度为0.5%, 将100m L改性瓜尔胶溶液置于烧杯中, 用玻璃棒搅拌, 同时加入交联液10m L, 搅拌一段时间记录形成冻胶的时间 (能用玻璃棒挑挂) , 观察冻胶性能。

1.2.3 压裂液破胶性能的测定

将压裂液装入密闭容器中, 放入电热恒温器中加热恒温, 恒温温度为储层温度, 压裂液在恒定温度下破胶。根据施工工艺时间要求, 取破胶液上面的清液测定粘度, 测定不同时间破胶液表观粘度, 破胶液粘度为5.0m Pa.s时的恒温时间为破胶时间[4]。

1.2.4 压裂液破胶残渣含量测定

测试程序:制备冻胶压裂液, 量取定量体积V。的压裂液, V一般可取50m L离心管, 装人密闭容器中加热恒温破胶, 把彻底破胶的破胶液全部移人已烘干恒量的离心管中在3000r/min±150r/min的转速下离心30min, 然后慢慢倾倒出上层清液, 再用水50m L洗涤破胶容器后倒人离心管中, 用玻璃棒搅拌洗涤残渣样品, 再放人离心机中离心20m i n, 倾倒上层清液, 将离心管放人恒温电热干燥箱中烘烤, 在温度105℃±1℃条件下烘干至恒量, 其值为m3。压裂液残渣含量按式1计算:

式:中:h3—压裂液残渣量;m3—残渣质量, mg;V0—压裂液用量, m L

2 实验结果与讨论

2.1 新型压裂液用稠化剂溶胀性能的考察

根据S Y/T5764-2007压裂用植物胶通用技术要求配制改性瓜尔胶溶液测定其粘度, 由图1可知, 随溶胀时间的延长改性瓜尔胶粘度越来越大, 溶胀时间在120m i n时, 瓜尔胶改性产品的黏度达到最大。溶胀时间过短, 瓜尔胶改性产品不能完全溶解, 黏度不能完全释放;随着溶胀时间增长, 瓜尔胶改性产品中的小分子基团能够完全溶解, 使黏度充分的释放出来[5]。

2.2 新型压裂液用稠化剂交联性能的考察

根据1.2.2中要求配制相应的溶液, 测定其交联性能, 结果如表2所示。

由上表2可以看出硼砂、有机硼交联效果明显好于其他交联剂。硼砂、有机硼溶于水时, 发生水解生成硼酸与Na OH, 使溶液呈弱碱性[6]。生成的硼酸与瓜改性胶分子中的甘露糖邻位顺式羟基络合, 将瓜胶分子彼此连接起来, 形成网状结构, 将水包在里面, 形成粘弹性很高的冻胶。

2.3 新型压裂液用稠化剂耐盐性能的考察

分别配置不同浓度盐度的Na CL溶液, 配制0.6%新型稠化剂瓜尔胶和普通羟丙基瓜尔胶稠化剂溶液, 在30℃分别测定其粘度变化结果如图2所示。

从图2可以看出新型改性瓜尔胶稠化剂耐盐性能明显好于普通羟丙基瓜尔胶稠化剂, 随着盐度的增大新型稠化剂粘度变化不大, 能够保持较高的粘度, 这对于高温深井的开采有重要的意义。

2.4 新型压裂液用稠化剂耐酸碱性能的考察

由图3可以看出, 改性瓜尔胶黏度在p H为6.0的时达到最大, 其原因可能是改性瓜尔胶的结构中存在较高的羧甲基, 以阴离子形式存在[7]。溶液中的聚电解质和中性聚合物一样, 呈无规则线团状。当溶液酸度增大时溶液中H+浓度增大, 他会使得其分子相互排斥作用减弱, 链发生卷曲, 尺寸减小, 从而酸度增大黏度下降。加入碱时, 虽然也增加了阳离子浓度, 由于电解质效应会使溶液的黏度降低, 所以改性瓜尔胶在弱酸性环境下粘度最大。

2.5 新型压裂液破胶性能的考察

压裂液破胶性能的好坏直接影响压裂液返排特征, 而压裂液的返排程度直接影响支撑裂缝导流能力及压后增产效果。若压裂液破胶时间较长, 破胶程度低, 则压裂施工后返排不彻底, 造成滞留, 将对地层造成损害, 降低油层的渗透性[8]。对于本研究新型压裂液采取在70℃下破胶, 破胶粘度变化如图4所示。

从图4中可以看出来不同浓度的改性瓜尔胶配置成的压裂液在60m i n后基本完全破胶, 60min后粘度小于5m Pa.s, 破胶完全, 能够满足现场施工的要求。

2.6 新型压裂液残渣含量测定

按照1.2.4中方法, 用过硫酸铵作为破胶剂, 测定不同配方的新型压裂液残渣含量, 结果如表3所示。

压裂液残渣是指压裂液破胶水化液中残存的水不溶物, 其主要来源是稠化剂及压裂液未破胶物质、防虑失剂、粘土防膨剂等添加剂中的水不溶物[9]。破胶液中含有机械杂质及水不溶物残渣可堵塞地层孔隙, 因此要求破胶液中残渣含量越低越好, 从而尽量减小破胶液对地层的污染[10]。由表3可以看出不同配方压裂液破胶后残渣含量均小于600m g/L, 但是用有机硼做交联剂的压裂液破胶后残渣含量最低, 所以交联剂选择有机硼最为合理。

3 结论

(1) 对本实验室合成的改性瓜尔胶溶胀性能进行了考察, 改性瓜尔胶在120min后粘度达到最大, 粘度大于110m Pa.s, 是性能优良的压裂液用稠化剂。

(2) 对改性瓜胶交联性能进行了考察, 有机硼可以作为理想的交联剂使用。并对其耐盐性能进行了考察, 其耐盐性能明显好于普通瓜尔胶, 在较高的盐度下能够保持较高的粘度。

(3) 该压裂液体系在弱酸条件下应用能够保持较高的粘度, 在70℃下对其破胶性能进行了考察, 破胶2h后粘度小于5m Pa.s, 残渣含量为450mg/L。

参考文献

[1]郭建军, 辛军, 王世彬, 等.异常高温胍胶压裂液体系研制与应用[J].石油钻采工艺, 2010, 3 (32) :64-67

压裂液性能篇6

我国煤层气资源非常丰富, 储量位居世界第三位。开发和利用煤层气既可有效治理瓦斯, 改善煤矿安全生产条件, 又补充了常规天然气的缺口, 优化我国能源结构, 符合国家新能源产业政策。无论从哪个角度来说, 开发煤层气资源都有着十分重要的意义。

目前煤层气开采最有效的方法就是通过对储层进行压裂改造, 在储层的天然裂缝以及与井筒之间建立起流畅的联接通道。这一技术作为一种有效措施已在煤层气勘探开发中得到积极应用, 并初步形成比较完善的压裂施工及配套工艺技术。笔者通过参与山西省保德地区煤层气项目实践, 对煤层气压裂施工特点及其对压裂设备性能的要求进行分析, 为煤层气压裂施工及配套压裂设备选型提供参考。

1 煤层气水力压裂技术的机理

水力压裂是在石油天然气工业中成熟的, 用以提高油气井生产能力的技术。近年来已将这一技术成功引入到煤矿生产中来, 但由于煤矿生产的特殊性, 其具体的施工工艺和对设备的要求又与常规油气田开发中的技术有许多不同点。深埋地下的煤层都承受着上覆岩层的重量, 煤层内裂隙承受压力处于闭合或半闭合状态, 煤层的原始透气性较差。水力压裂就是通过高压柱塞泵泵送高压水流进入井筒中, 当水流大于地层虑失速率的排量和破裂压力的压力时就会使岩石破裂形成裂缝, 并相互沟通, 形成流通网络。同时, 在水中加入的石英砂当作支撑剂, 送进煤层中被撑开的裂缝里。压裂结束, 压裂用水返排后沙子仍然留在支撑开的裂缝中, 这就为煤层瓦斯的流动创造了条件, 从而增加了储层与井筒的联通能力, 大大加速游离瓦斯的运移, 从而提高了瓦斯采抽率。

2 煤层气压裂施工工艺特征分析

由于煤层气的形成、储集、运移、产出机理, 均与常规油气储层不同, 所以煤层气井压裂施工工艺具有独特的特征。

1) 煤层气压裂施工要求排量保持在7.5m3/min~8.5m3/min之间, 远大于油田压裂施工排量;

2) 单层最大规模加砂达到45m3, 平均砂比为7.4%~8.5%, 最高砂比为15%~18%;

3) 支撑剂的选择是压裂施工的关键。支撑剂一般多采用石英砂或覆膜树脂砂, 在压裂施工中经常采用不同施工阶段使用不同粒径砂粒的方式。压裂初期先加细粉砂降低滤失;随着压裂施工的进行, 可逐步泵入大尺寸中粒砂支撑裂缝, 以提高裂缝的导流能力, 减少支撑剂的回流;临近结束时尾追粗砂增加缝口的渗透性;

4) 同一井孔揭露多煤层, 存在同一井孔要实施多次压裂, 采用填砂分层单压工艺;

5) 压裂液为活性水, 其中加入一定量的活性剂、杀菌剂, 对煤芯伤害率低于15%, 保证活性水与煤层配伍;

6) 煤层气压裂施工规模大。压裂现场需备足1 000 m3~1200m3水源;压裂成套机组 (10台以上设备) 同时作业, 要求在压裂施工中执行更加细致严格的施工工艺和科学规范的现场组织管理。

3 煤层气井压裂对压裂机组设备性能的要求

煤层气井压裂主要特点是大排量、低压力, 并且随着煤矿开采的深人, 煤层气压裂正朝着更大规模、更大排量的趋势发展。煤层气井成套压裂设备要求整套机组配置合理、安全可靠。每台车辆上装布局合理, 无偏重现象, 操作简单, 便于控制并且维修方便。整体系统具备各压裂车台上电气控制箱进行就地操作功能;远程控制箱可进行一对一控制并对混砂车控制功能;压裂车台上电气控制箱、远程控制箱、仪表车均可实现对压裂车启停车、油门控制、档位调整、压力保护设定、排量设定作业等功能;对压裂作业的全过程进行记录;施工结束后打印出施工数据、曲线等功能;具有数据处理与回放、计量单位选择和数据修正、历史数据的模拟, 数据合并保存及编辑功能;还可以把数据传送到其它分析软件, 用于作业处理与分析。

煤层气井压裂对压裂机组设备具体要求:

1) 压裂泵车

煤层气井压裂施工要求选配大功率的压裂泵车, 在单台设备功率选定的情况下, 要求设备排量尽可能增大, 而相应压力等级则可较低。因受施工场地限制, 在能保证压裂工艺的前提下, 尽可能选择大功率车型, 减少压裂车台数。可选择2000型压裂泵车五台或2250型压裂泵车四台, 推荐选用2500型压裂泵车四台;

2) 混砂车

混砂车是压裂机组的核心设备, 必须保证它工作的可靠性, 同时要求设备排量足够大, 并且具有双吸双排功能, 还应有尽量多的供液口, 设备能够保证长时间满负荷工况工作要求。可选择100桶混砂车 (清水性能16m3/min、最大输砂量5m3/min) 一台, 推荐选用125桶混砂车 (清水性能20m3/min、最大输砂量6m3/min) 一台;

3) 压裂管汇车 (或管汇橇)

压裂管汇车由装载底盘、随车液吊、高低压管汇及高低压管件、高压管件架等组成。用于压裂泵车和混砂车高低压管路的连接, 以及压裂现场作业前的试压工况。最大工作压力:105 MPa, 可配用车数:10台压裂车。高压管汇为3″, 低压管汇为4″。适量配置测量高压管线壁厚的仪器, 以便及时监测、检查。

4) 仪表车

仪表车是压裂机组实现联机作业的核心监控设备, 可集中控制多台压裂车和一台混沙车, 它能够实时采集、显示、记录压裂作业的全过程, 并对工作数据进行相关处理、记录保存, 打印输出施工数据和曲线。图1为仪表车数据传输系统图

5) 运砂车

运砂车是为混砂车提供压裂砂的运输设备, 每台车应设置进砂口两个、出砂口一个, 砂厢最大举升角度为48°, 此时出砂口最低点距地面高度不小于1m, 根据压裂施工现场和砂库的情况可配置16m3~20m3运砂车4台~6台。

非常规天然气勘探开发对于我国未来能源发展具有十分重要的意义。压裂机组是实现高效开发的关键装备, 尤其是大型压裂施工设备将成为煤层气及未来页岩气开采过程中至关重要的环节。针对我国非常规天然气开采特点, 研制大功率节能高效, 性能达到国际先进水平的压裂装备, 将对提升我国石油钻采重大装备国产化和产业化能力具有深远的意义。

参考文献

[1]鲜学福.我国煤层气开采利用现状及其产业化展望[J].重庆大学学报, 2000, 23 (4) .

[2]刘光耀, 赵涵.煤层气压裂技术研究[J].重庆科技学院学报, 2011, 8, 13 (4) .

压裂液性能篇7

关键词：可溶性材料,多级压裂,桥塞-射孔联作,压裂球,滑套压裂

1 概述

目前, 非常规储层的一个最经济有效的开采方法是多级压裂。多级压裂其中两个最主要的技术分别是滑套压裂技术和桥塞-射孔联作技术。滑套压裂技术指的是泵入不同尺寸的压裂球坐在滑套球座上, 压裂球打开滑套, 封堵下面已压开层, 并建立当前压裂层通道。桥塞-射孔联作技术指的是桥塞配以相应尺寸的压裂球用以封堵下面的储层, 同时在当前压裂层完成射孔。

压裂施工对于压裂工具的材料提出了很高的要求。压裂施工过程中压裂球与球座间的接触面积很小, 压裂球承受高速高压液体冲击, 产生了很大的剪切力;同样, 桥塞坐封时对中心轴产生很大的拉伸负荷, 机械卡瓦和套管之间会产生很高的剪切负荷;桥塞胶皮与套管间的作用又会对中心轴产生很高的压紧力。所以, 压裂球和桥塞的制造材料要具有足够的强度。

此外, 该材料还要在压裂结束后容易地被取出或钻磨, 使得后续求产不受影响。应用传统材料工具, 压裂后往往需要单独进行钻磨桥塞作业。

新的可溶性材料的发展改进了压裂球和桥塞的应用。可溶性材料可以在井内液体中逐渐降解, 压裂后无需钻磨作业。然而如果想完全代替传统材料, 可溶性材料必须要能够完成压裂, 同时能够在井内溶解。

可溶性金属压裂球以金属铝、功能合金、强化合金等为原料, 逐步与周围介质发生反应并逐步溶解。有效封堵时间长, 可溶于清水、盐水 (氯化钙、氯化钾) 等多种液体。贝克休斯公司研发了一种纳米结构电解金属材料构成的可溶性金属材料, 比重比铝小, 强度与碳钢相近, 降解过程通过电化学反应完成。主要成分为镁合金。可溶性塑性材料压裂球由聚合物材料 (如聚乙交酯材料) 构成。

2 由可溶性材料制成的压裂球

在滑套压裂和桥塞-射孔联作中都用到了压裂球。采用滑套压裂时压裂球要承受的压力更高, 因为滑套压裂时压裂球和球座的接触面积要比压裂球与桥塞间的接触面积更小。此外, 滑套压裂时压裂球还有一项关键作用是打开滑套, 建立压裂通道。

压裂过程中高速泵入压裂球, 压裂球坐在滑套或桥塞的球座上。压裂球对于球座的冲击负荷很高, 压裂球要想完成密封作用必须保持完整性。以下两个因素决定了压裂球能否承受冲击:压裂球材料的强度和压裂球与球座的接触面积。若材料强度不够, 球与球座的接触面积就要增加。对于滑套压裂而言需要取一个最小的接触面积以增加压裂段数。

压裂球与滑套的作用可以在地面模拟测试。首先在地面建立一个1 500 m长的管线环路, 将压裂球泵入管线环路中, 环路末端装有滑套工具。为了使液体达到足够的速度和冲击力, 管线环路的需要足够长, 同时测试管线还要设置有急弯, 以模拟水平井的造斜点。如果最终压裂球打开滑套且压裂球保持完好, 则测试成功。

压裂球与球座配合示意图如图1所示, 球与球座形成一密封圆。该密封圆的直径是其一条弦线, 此时密封球坐在球座斜面上。

压力测试时球与球座的间隙配合尺寸控制在在0.889~3.175 mm之间, 泵频率控制在10~19 BPM。可溶性金属球可以在上述实验条件下通过所有测试, 而可溶性塑料球只能在取上述条件中最大接触面积的时候通过测试。可溶性金属球与球座间的接触面积可以非常小, 理论上能够使得可溶性金属球在4.5寸套管中完成超过50段的压裂。

对于用可降解塑形材料制造的压裂球而言, 与球座接触面积过小会导致打开滑套的时候压裂球破裂。可降解塑料压裂球与球座最小的间隙配合尺寸是3.175 mm, 此时压裂求能承受泵频率为19 BPM的持续冲击。如果间隙配合尺寸减小到2.16 mm, 那么15 BPM的泵频率就会使压裂球破裂。

可降解塑料压裂球受冲击时有两种失效形式:第一种是穿过球座却不能打开滑套, 这将导致无法建立压裂通道 (如图2a) ;第二种是压裂球能够打开滑套, 但是打开滑套后压裂球会破裂, 这将导致对下面层位的密封不严, 造成储层重复压裂 (如图2b) 。

3 可溶性压裂桥塞

由可溶性材料制成的压裂桥塞可用于桥塞-射孔联作压裂技术。可溶性桥塞 (如图3) 的作用与传统桥塞相似, 但是可溶性桥塞无需钻磨就能够完成排液求产, 节省了工时和作业成本, 同时减小了钻磨桥塞带来的风险。

压裂施工对可溶性桥塞材料的要求与可溶性压裂球不同。可溶性桥塞必须要有很长的溶解时间, 桥塞坐封在套管上, 必须要在整个作业过程中保持完好且要适时溶解。压裂球泵入桥塞的时候桥塞可能承受的压差高达69 MPa, 桥塞底部卡瓦要能承受压裂施工造成的压差, 如果桥塞承受不住压差向下滑移, 将失去封隔的作用。

可溶性桥塞的制造材料可以是金属或者可降解塑性材料。对于可溶性金属材料的测试要早于可降解塑性材料的测试。对两种材料做对比测试的结果显示, 可溶性金属材料桥塞能完成传统桥塞的作用, 坐封后可承受超过69 MPa的压差;对可降解塑性材料进行承压和耐温测试, 首先对可降解塑性材料中心轴做测试, 测试的方法是, 材料两端固定, 加以液压拉伸力以模拟坐封时材料承受的负荷, 负荷逐渐增加直到预设的13吨。模拟温度设定为26℃和93℃, 其中26℃模拟压裂液温度, 93℃模拟地层温度。两个温度环境下中心轴均无法承受到预设压力而发生断裂 (如图4) 。26℃实验条件下材料承压为7.4吨, 93℃条件下材料承压4.29吨。实验证明低温条件下材料更易发生脆性失效。

对于可溶性桥塞材料的一个最基本要求是可溶性。对比可溶性金属和可降解塑性材料, 两种材料在常压和93℃以上温度条件下溶解性都很强。但是当可降解塑性材料在承受液柱静压力作用的时候, 溶解后会在套管上产生残留物。套管中可看到部分未溶解的塑料, 且该残留物很难从套管上去除, 如图5所示。

另一个重要区别是金属和塑料在低温环境下的表现。低温时金属可溶性依然很强, 而塑性材料在低于结晶温度的情况有一部分不能溶解。

4 可溶性压裂球的现场应用

4.1 大吉-平03井的基本情况

大吉-平03井位于山西省临汾市大宁县境内, 井深2 611.47 m, 水平段垂深2 002.96~2 017.72 m, 水平段长645 m。最大井斜91.46°, 气层套管采用外径139.7 mm钢级P110套管。

针对大吉区域山23段储层致密、非均质性较强的特点, 该井采用大规模混合水力压裂, 使用Infi nity无限级可溶球座+分簇射孔完井工艺, 验证分段完井工具对该区块水平井压裂的适应性;射孔采用单簇射孔。

4.2 加砂压裂情况

该井分8段压裂, 共注入压裂液2 772.1 m³, 支撑剂104 m³, 段最大平均砂比13.85%, 施工排量3.5~3.6 m³/min, 施工压力32.3~66.5 MPa。

施工主要流程:地面准备就绪后, 井筒憋压50MPa打开破裂盘阀;进行注入测试;按泵注程序进行第一级压裂施工;连续混配;电缆携带第二级球座工具、射孔枪入井;泵送球座、射孔枪;座封第二级球座, 点火坐封形成球座之后, 泵送球入座;将射孔枪上提到第二级射孔位置, 射孔;电缆出井, 准备第二级压裂施工;投球, 球已入座后, 提高施工排量到主压裂设计排量, 按泵注程序进行第二级压裂施工;连续混配;重复以上步骤直到完成所有级施工。

4.3 Infi nity球座施工强度计算

本井采用Infi nity球座作为级间封隔, 球座的最大可承压差为8000 psi (55 MPa) 。在最坏工况下 (井底压力比闭合压力高出25 MPa) 时, 球座上下的压力差约为7382 psi (50.9 MPa) , 工具承压差范围能够满足。具体计算如下所示:

在最坏工况下 (井底压力比闭合压力高出25MPa) 时, 此时预计井口施工压力为57 MPa。

4.4 作业效果

压裂完工后, 未钻磨桥塞即排液测试, 累排液245.1 m³, 占应排量的7.4%, 火焰黄红10~12 m。可溶性压裂球已经全部溶解, 井筒具有良好的连通性, 桥塞无需钻磨, 该井即可投入生产。

5 结论

(1) 比起可降解塑性材料在压裂中的应用, 可溶性金属在性能方面显示出了独特的优势, 可更好地替代传统非可溶性压裂工具, 可溶性金属材料的应用前景更广泛。

(2) 可溶性压裂球和可溶性桥塞在水平井分段压裂施工的应用, 可以避免由钻磨桥塞带来的套管变形等风险。

(3) 可溶性金属球比可溶性塑性材料球能承受更大的冲击。

(4) 对于传统材料压裂桥塞而言, 可溶性塑性材料制造的压裂桥塞内径更小。

(5) 从大吉-平03井施工中可以看出, 可溶性压裂球在压裂后已经全部溶解, 井筒具有良好的连通性, 桥塞无需钻磨, 消除了钻磨对于井的影响, 可提高时效、降低风险、节约成本。

参考文献