异常高温胍胶压裂液体系研制与应用

第３２卷第３期　２０１０年５月　石　油　钻　采　工　艺　ＯＩＬ　ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ＰＲ０ＤＵＣＴ１０Ｎ　ＴＥＣＨＮ０Ｌ０ＧＹ　ＶｏｌＩ　３２　Ｎｏ．３　

Ｍａｖ　２０１０　

文章编号：１０００—７３９３（２０１０）０３—００６４—０４　

异　常高温　胍胶压裂液体系研制与应用　

郭建春辛　军　王世彬赵金洲　

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１０５００）　

摘要：目前国内常规的压裂液体系仅适用温度１５０℃以下的地层。室内对影响超高温压裂液性能的主要添加剂——　稠化剂和交联剂进行了改性，通过严格控制反应条件，得到低残渣、高黏度的超高温胍胶稠化剂ＧＨＰＧ和超高温延迟交联剂　

ＢＡ１—２１，研制出耐温１９０℃以上的超高温压裂液体系。对超高温改性胍胶的性能进行了评价，对超高温压裂液体系交联剂延　迟交联性能、耐温耐剪切性能进行了评价。在ＺＧ６３井实施压裂改造８　ｄ后，压裂液返排率７４．９％，平均产气６０００　ｍ　／ｄ，初步达　

到了改造储层并认识储层的效果。该技术对国内深层超高温储层压裂具有一定指导意义。　

关键词：超高温压裂液；稠化剂改性；交联剂改性；１９０　ｏＣ；现场实施　

中图分类号：ＴＥ３５７．１＋２　文献标识码：Ａ　

Ｒｅｓｅａｒｃｈ　ａｎｄ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌｉｎｇ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　

ＧＵ０　Ｊｉａｎｃｈｕｎ，ＸＩＮ　Ｊｕｎ，ＷＡＮＧ　Ｓｈｉｂｉｎ，ＺＨＡ０　Ｊｉｎｚｈｏｕ　

（ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓＲｅｓｅｒｖｏｉｒＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｌｏｉｔａｔｉｏｎ，ＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　Ｃｈｅｎｇｄｕ　６１０５００，Ｃｈｉｎａ）　

Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｐｒｏｐｅｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｉｓ　ｃｒｉｔｉｃａｌ　ｔｏ　ｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌ　ｄｅｅｐ　ｗｅｌｌ（ｍｏｒｅ　ｔｈａｎ　５０００ｍ　ｄｅｅｐ）ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｗｉｔｈ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｈｉｇｈ　

ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ（ｈｉｇｈｅｒ　ｔｈａｎ　１　８０℃）．Ｈｏｗｅｖｅｒ，ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍｓ　ｎｏｗ　ｕｓｅｄ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ　ｏｎｌｙ　ａｄａｐｔ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｓｔｒａｔａ　ｗｉｔｈ　ｔｅｒｎ—　

ｐｅｒａｔｕｒｅ　ｌｏｗｅｒ　ｔｈａｎ　１５０　ｏＣ．Ｌａｂ　ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ　ｉｓ　ｃｏｎｄｕｃｔｅｄ　ｔｏ　ｍｏｄｉｆｙ　ｔｗｏ　ｍａｊｏｒ　ａｄｄｉｔｉｖｅｓ　ｔｈａｔ　ａｆｆｅｃｔ　ｔｈｅ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　ｏｆｕｌｔｒａ－ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　

ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ…ｔｈｉｃｋｅｎｅｒ　ａｎｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ．Ｂｙ　ｓｔｒｉｃｔｌｙ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｔｈｅ　ｒｅａｃｔｉｏｎ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ＧＨＰＧ　ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌｉｎｇ　ｔｈｉｃｋｎｅｒ　ｗｉｔｈ　ｌｏｗ　

ｒｅｓｉｄｕｅ　ａｎｄ　ｈｉｇｈ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ａｎｄ　ＢＡ１—２１　ｄｅｌａｙｅｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ａｒｅ　ｏｂｔａｉｎｅｄ，　

ａｎｄ　ａ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｒｅｓｉｓｔａｎｔ　ｔｏ　ｔｈｅ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｈｉｇｈｅｒ　ｔｈａｎ　１　９０℃ｉｓ　ｄｅｖｅｌｏｐｅｄ　ｓｕｃｃｅｓｓｆｕｌｌｙ．Ｔｈｅ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｏｆ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　

ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ｉｓ　ｅｖａｌｕａｔｅｄ，ｔｈｅ　ｄｅｌａｙｅｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ　ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ａｎｄ　ｈｅａｔ／ｓｈｅａｒｉｎｇ　ｒｅｓｉｓｔａｎｃｅ　ｏｆ　ｃｒｏｓｓ－　

ｌｉｎｋｅｒ　ｏｆｔｈｅ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ　ｉｓ　ａｌｓｏ　ｅｖａｌｕａｔｅｄ．Ｅｉｇｈｔ　ｄａｙｓ　ａｆｔｅｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ａｎｄ　ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ　ｉｎ　ＺＧ６３　

ｗｅｌｌ，ｆｌｏｗ　ｂａｃｋ　ｒａｔｅ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ａｔｔａｉｎｓ　ｔｏ　７４．９％，ｗｉｔｈ　ｔｈｅ　ａｖｅｒａｇｅ　ｂｅｉｎｇ　６０００　ｍ　．Ｔｈｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｓ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ａｎｄ　ｒｅｃｏｇｎｉｚｅｄ．Ｔｈｉｓ　

ｎｅｗ　ｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈ　ｉｓ　ｖａｌｕａｂｌｅ　ｆｏｒ　ｄｅｅｐ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｗｉｔｈ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｉｎ　Ｃｈｉｎａ．　

Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｆｏｒ　ａｂｎｏｒｍａｌ　ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｕｓｅ；ｔｈｉｃｋｅｎｅｒ　ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ；ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ　ｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎ；１　９０％；ｆｉｅｌｄ　

ｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ　

国内异常高温深层勘探领域极为广阔，压裂作　

为这类储层最为有效的增产措施，受到日益广泛的　

关注。然而在深井异常高温高压环境下，国内传统的　有机硼交联压裂液仅适合在温度１５０℃下使用　１－７］，　

很难在超高温（１８０℃以上）保持良好的性能Ｅ　８－１２１。　国外研制的有机金属交联压裂液不易发生水解，能　

在高温下较长时间保持黏度，可用于２００℃的高温地　

层，但实验证明这种交联体系对支撑裂缝导流能力　

和地层均能产生极大的伤害。为此，研制了一种可用　

于异常高温（１８０℃以上）深井的新型低伤害胍胶压　

基金项目：国家科技重大专项（编号：２００８ＺＸ０５００６．００５）资助。　作者简介：郭建春，１９７０年生。１９９５年毕业于西南石油学院油气田开发专业，获博士学位，主要从事油气藏开采和增产技术方面的研究　工作．教授。Ｅ—ｍａｉｌ：ｇｕｏｊｉａｎｃｈｕｎ＠ｖｉｐ．１６３．ｃｏｍ。

　郭建春等：异常高温胍胶压裂液体系研制与应用　６５　

裂液体系，该体系在现场得到成功应用。　１．２　

１超高温压裂液体系　

Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　

ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　

１．１超高温改性胍胶　

Ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ｇｕｍ／ｂｏｒａｔｅ　ｇｅｌｌ　

１．１．１研制思路增稠剂作为压裂液中的成胶剂，　

起增稠、携砂和降低液体滤失作用，是影响压裂液　

性能和压裂效果的主要因素之一。在良好的分散　

条件下将胍胶原粉分散在有机溶剂中，用碱催化，　

然后加入阳离子醚化剂，充分反应后，经过～系列　

后处理得到超高温改性胍胶ＧＨＰＧ，结构见图１。　

—０　Ｈ　２ＣＨ２Ｏ　

ＣＨ２　

图１　改性的超高温胍胶（ＧＨＰＧ）结构示意图　Ｆｉｇ．１　Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ　ｏｆ　ｍｏｄｉｆｉｅｄ　ＧＨＰＧ　

１．１．２性能评价选择增稠剂的原则是增黏性能　

好、水不溶物低、降阻效果明显、用量少。在考察增　

稠剂性能时，水不溶物残渣含量尤为重要，这是因为　

水基压裂液残渣的沉积将降低裂缝中铺置支撑剂的　

毛细空间，在一定条件下导致裂缝导流能力的急剧　

下降。室内将ＧＨＰＧ与常用压裂液增稠剂的性能进　

行了对比，见表１，结果表明，ＧＨＰＧ不仅具有明显的　

增稠优势，其水不溶物含量也较其余增稠剂小得多。　

可见，超高温改性胍胶ＧＨＰＧ完全符合压裂液增稠　

剂的筛选标准。　

表１　ＧＨＰＧ与常用压裂液增稠剂的性能对比　Ｔａｂｌｅ　１　Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　ｃｏｍｐａｒｉｓｏｎ　ｏｆ　ＧＨＰＧ　ａｎｄ　ｃｏｎｖｅｎｔｉｏｉｎａ１　ｔｈｉｃｋｅｎｅｒ　

注：溶解时间６０　ｒａｉｎ。　超高温压裂液体系交联剂　

Ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｅｒ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｕｉｄ　ｓｙｓｔｅｍ　１．２．１研制思路对于高温油气层的开采，采用常　

规交联体系存在交联过快及抗剪切差的缺陷¨　，因　

此，应用于超高温压裂液的交联剂需要具有延缓交　

联作用，能使压裂液在地面管串中流动时不发生交　

联或只进行部分交联，同时又能在进入井筒、到达目　

的层前逐渐形成所需黏度，从而既有利于施工泵注，　

又能保持压裂液的良好性能。　

基于上述原因，室内研制了一种性能优良的交　

联剂ＢＡ１．２１，它以有机硼为主体，在严格控制反应　

条件下向有机硼中引进有机锆络合物而制得。锆离　

子与有机硼胶态粒子之间的络合键强于硼与羟基问　

的络合键，从而可将有机硼胶态粒子与其牢固地结　

合在一起，形成更大的胶态离子，如图２所示。这样，　

交联密度和交联强度将进一步提高，生成冻胶的耐　

温性和耐剪切性也将得到改善。同时，在ＢＡ１．２１中，　

硼与锆之比大于４０，聚糖分子主要与硼离子交联。　

当受到较强剪切作用时，键断裂发生在胶态粒子的　

硼离子与聚糖分子羟基之间的络合键上，当剪切作　

用减弱或消失后，断裂的络合键可以恢复，这样就不　

存在单纯锆离子交联冻胶不耐剪切的问题。　

图２　ＢＡ１—２１的交联示意图　Ｆｉｇ．２　Ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ　ｏｆ　ＢＡ　１—２　１　

１．２．２性能评价配置超高温压裂液体系的主要添　

加剂见表２。　

表２超高温压裂液体系配方　Ｔａｂｌｅ　２　Ｆｏｒｍｕｌａ　ｏｆ　ｕｌｔｒａ—ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｉｕｄ　

（１）延迟交联性能。ＢＡ１．２１的延缓交联原理在　

于：有机配位体与硼离子在碱性条件下亲和性好，过　

量的配位体借助这种亲和性包围在ＢＡ１．２１胶体颗　

粒周围，碱度越大，亲和力越强，配位体包裹ＢＡ１．２１　

越紧密，好似在ＢＡ１．２１周围涂上一层保护膜。改变　

碱度大小，即可调节保护膜亲和力的强弱，从而有效　６６　石油钻采工艺２０１０年５月（第３２卷）第３期　

影响ＢＡ１．２１的裸露程度，控制与植物胶羟基作用的　

机会，调节交联时间。　

延迟交联实验表明，ＢＡ１—２１交联体系黏度第一　

拐点在４　ｒａｉｎ左右，此时体系为局部交联呈线性结　

构，具有较强的流动性和低摩阻特性。第二拐点为　

８～１０　ｍｉｎ左右，体系为网状结构，黏弹性很高，出现　

“挑舌”特征。见图３。　

图３延迟交联作用下压裂液的动态黏度　Ｆｉｇ－３　Ｄｙｎａｍｉｃ　ｖｉｓｃｏｓｉｔ）ｒ　ｏｆ　ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ　ｆｌｉｕｄ　ｗｉｔｈ　ｄｅｌａｙｅｄ　ｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇ　

（２）耐温耐剪切性能。图４显示，该超高温压裂　

液冻胶在１９０　ｏＣ、１７０　Ｓ。剪切６０　ｍｉｎ后黏度保持在　

６０～７０　ｍＰａ・Ｓ左右；当剪切时间延长至９０　ｒａｉｎ后黏度　

有较大幅度上升，上升幅度为７Ｏ～８０　ｍＰａ・Ｓ，黏度上升　

至１５０　ｍＰａ・Ｓ左右；当连续剪切１２０　ｍｉｎ后其黏度仍　

然保持在７０～８０　ｍＰａ・Ｓ，显示出极其优异的抗温抗剪　

切性能，完全能满足超高温、超深层储层的加砂压裂　

改造作业要求。　

ｌ９５　

１９０　ｐ　萄１８５　

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新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系性能评价与研究

宋宪实

(中石化东北油气分公司工程技术研究院,吉林长春　130062)

摘　要:东北油气分公司腰深3井储层埋藏达4400m,温度高达150℃,针对该储层特点,室内进行了

高温低伤害压裂液的配方优选试验,并进行了新型羧甲基羟丙基高温压裂液体系的性能评价,室内实验

结果表明,羧甲基羟丙基胍胶压裂液具有耐高温(160℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低磨阻的特点。适合

在超深层高温火山岩气藏中应用。

关键词:压裂;羧甲基羟丙基胍胶;深井;火山岩气藏

中图分类号:TE357.1+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)12—0023—03

深层火山岩气藏一直是东北油气分公司攻关

的重点之一,储层埋藏深度可达4400m,温度高达

150℃左右。根据深层火山岩储层温度高的特点,开

展了高温深井压裂工艺和高温低伤害压裂液体系的

联合攻关,通过优化压裂工艺和优选高温压裂液体

系,形成了深层火山岩气藏压裂工艺技术。

1　储层基本情况和改造难点

腰深3井是位于松辽盆地长岭断陷查干花次凹

东英台圈闭高点的一口重点预探井。该井完钻井深

4406m,完钻层位火石岭组。压裂改造井段4313.0m

-4333.0m/20.05m,层位为火石岭组,岩性主要为

浅灰色凝灰岩,声波时差190s/m,密度为2.53g/

cm3,孔隙度为1-2%,含气饱和度为46-80%。测井综合解释为差气层,实测温度147℃。

目前对130℃以内的地层进行改造已有较为成

熟的压裂液体系,但对于130℃以上的地层进行施工

仍然比较棘手,而高温压裂液是超深火山岩储层改

造的瓶颈技术之一,急需进行攻关。

2　高温压裂液的性能

针对高温储层特点,优选了新型的羧甲基羟丙

基胍胶压裂液体系,采用羧甲基羟丙基胍胶作为压

裂液体系的稠化剂,并通过室内大量实验对体系进

行优化各种添加剂的配比,同时还模拟地层内温度

场的变化对液体性能的影响,从而使液体耐温耐剪

切性能好,摩阻低,残渣少,大大降低了施工风险。

预分散速溶胍胶PGW的研制及应用

2021年

第11卷第3期油气藏评价与开发

PETROLEUMRESERVOIREVALUATIONANDDEVELOPMENT

预分散速溶胍胶PGW的研制及应用

高咏梅，王维恒，夏巍巍，刘浩，张斌

（中国石化华东油气分公司石油工程技术研究院，江苏南京210000）

摘要：为了缩短压裂时间，减少压裂成本，实现连续压裂作业，在室内通过对分散体系、表面活性剂等材料的优选，研制出

一种能满足现场连续压裂的预分散速溶胍胶（PGW）。通过浓缩比、水化溶胀时间、交联性能、破胶性能、抗温抗剪切性能

等实验，对其综合性能进行了评价。实验结果表明，产品浓缩比（胍胶干粉质量百分比）能达50%以上，30d无明显分层，

水化5min后黏度能达到体系使用要求，同时具有良好的交联性能和抗温抗剪切性能。在涪陵页岩气田平桥南区块页岩

气水平井成功进行了12口井压裂试验，其性能满足现场压裂施工的需求并实现了连续压裂，且压裂液胶液价格降低了32.7%，实现了降本增效的目的。

关键词：预分散；速溶胍胶；研制；连续压裂；应用

中图分类号：TE357文献标识码：A

Developmentandapplicationofpredispersedinstantguargum

GAOYongmei,WANGWeiheng,XIAWeiwei,LIUHao,ZHANGBin

（ResearchInstituteofPetroleumEngineering,SinopecEastChinaOilandGasCompany,Nanjing,Jiangsu210000,China）

Abstract:Inordertosavethefracturingtimeandcost,andrealizeconsecutivefracturing,akindofpredispersedinstantguargum

（PGW）,whichcanbeusedforsuccessivefracturing,hasbeendevelopedbytheoptimizationofdispersionsystem,surfactantandothermaterials.Thecomprehensivepropertieshavebeenevaluatedbytheexperimentofconcentrationratio,dissolvedtime,

一种缓交联耐高温加重压裂液的研究与应用

罗兆

【期刊名称】《石油天然气学报》

【年(卷),期】2013(035)012

【摘要】近年来由于完并装备和地面设备的限制,各类高压、超深或致密油气藏的压裂措施受到挑战.常规压裂液的密度较低,施工时井口压力较高,无法保证施工安全和措施效果,甚至利用目前的技术与装备根本无法进行施工作业.为了解决以上难题,研究了一种耐温达150℃,密度达1.365g/cm3的缓交联耐高温加重压裂液,该压裂液在150℃、170s-1的条件下剪切90min黏度仍然保持在120mPa·s以上,突破了常规KC1或NaCl加重压裂液最高只能加重到1.18g/cm3的技术瓶颈,且成本低廉,对环境无污染.该缓交联耐高温加重压裂液自开发出来已在新疆油田现场应用8井次,无一口井出现砂堵,施工成功率100％.

【总页数】3页(P139-141)

【作者】罗兆

【作者单位】中石油新疆油田分公司工程技术研究院,新疆克拉玛依834000

【正文语种】中文

【中图分类】TE357.12

【相关文献】

1.无机硼耐高温缓交联压裂液研究2.一种耐高温表面活性剂压裂液体系的研究与应用3.一种延迟交联的抗高温加重胍胶压裂液的研究4.用于压裂液改性的耐高温锆硼交联剂的制备及评价5.油酸酰胺丙基二甲基叔胺改性羟丙基胍胶耐高温压裂液的交联流变性能

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可回收胍胶压裂液用缓释酸破胶剂的研制

尹光伟;张世林;王林;王玉忠;徐庆祥;马金良

【摘要】为了尽可能降低羟丙基胍胶压裂液的使用成本,研发新型压裂液添加剂以及开展羟丙基胍胶压裂液的回收利用意义重大.本文采用廉价的原料研制出了一种固体缓释酸型破胶剂,由于其在较高温度下可以缓慢释放出酸性物质,该破胶剂可以在一定条件下替代常规的胶囊破胶剂进行使用.同时由于其非氧化性破胶机理,可以实现羟丙基胍胶的非降解性破胶,在此条件下的返排液经过处理后可以重复使用.这为实现羟丙基胍胶的重复利用提供了可能.

【期刊名称】《石油化工应用》

【年(卷),期】2014(033)009

【总页数】4页(P108-111)

【关键词】缓释酸;破胶剂;羟丙基胍胶;胶囊;压裂液

【作者】尹光伟;张世林;王林;王玉忠;徐庆祥;马金良

【作者单位】渤海钻探井下技术服务公司,天津300283;渤海钻探井下技术服务公司,天津300283;渤海钻探井下技术服务公司,天津300283;渤海钻探井下技术服务公司,天津300283;渤海钻探井下技术服务公司,天津300283;渤海钻探井下技术服务公司,天津300283

【正文语种】中文

【中图分类】TE357.12

羟丙基胍胶压裂液是目前油田广泛使用的多糖聚合物压裂液[1]。其中的稠化剂羟丙基胍胶可以起到保持液体粘度以携带支撑剂和控制液体滤失等作用。而这些聚合物浓缩或形成滤饼会明显降低支撑剂填充带的导流能力。因此，在压裂施工后，这些聚合物必须进行破胶返排。然而，施工早期过早加入强氧化剂会使压裂液过早水化破胶，所以胶囊破胶剂被研制出来。胶囊破胶剂具有延迟释放作用，其对施工中的压裂液的粘度几乎没有影响[2]，可以高浓度使用，而在施工结束后其又能将其包被的强氧化剂释放出来，使压裂液能彻底破胶返排，减少聚合物对支撑剂填充带导流能力的伤害。

目前广泛使用的胶囊氧化破胶剂是把过氧化物单独装在合成外壳内，其生产工艺较为复杂，造价较高[3]。

低成本耐高温海水基胍胶压裂液

宫大军;吴志明;白岩;朱明山;王雪稳;袁哲

【期刊名称】《钻井液与完井液》

【年(卷),期】2024(41)2

【摘要】海上油气田压裂由于条件限制,采用淡水配制压裂液导致运输成本高、周期长。海水配制压裂液,碱性交联环境螯合剂加量大,材料成本高,耐温能力一般。针对以上情况采用钛酸四异丙酯、硫酸锆等物质作为反应原料,分步合成有机钛锆交联剂。经核磁碳谱、交联剂沉析后扫描电镜表征,表明交联剂为有机螯合物,动静态同步激光光散射仪表征交联剂尺寸,表明交联剂粒子直径主要为1~100 nm,具有良好的反应活性。该交联剂在中性条件下即可交联,适应海水等高矿化度水质配制压裂液,其交联微观形态为蜂窝状六元网格状结构,结构稳定,黏弹性相比单钛交联有明显的提升,耐温能力可达180℃以上。在中海油南海区域施工实验一口海水配液高温井,效果良好。

【总页数】6页(P256-261)

【作者】宫大军;吴志明;白岩;朱明山;王雪稳;袁哲

【作者单位】中国石油长城钻探工程有限公司昆山公司;昆山京昆油田化学科技有限公司

【正文语种】中文

【中图分类】TE357.12

【相关文献】 1.聚合物降解体系HRS/EYD-1对羟丙基胍胶水基压裂液破胶液中残渣的降解作用2.耐高温海水基植物胶压裂液性能研究3.海水基胍胶压裂液优选及现场应用4.海水基速溶低摩阻胍胶压裂液的研究5.用于海水基压裂液环氧丙基表面活性剂改性胍胶的制备与性能评价

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胍胶压裂液主要成分

胍胶压裂液是一种用于岩石压裂作业的重要材料，其主要成分对于压裂效果和工艺操作具有重要影响。本文将从胍胶压裂液的主要成分、特性以及应用领域等方面进行详细介绍。

一、胍胶压裂液的主要成分

胍胶压裂液的主要成分包括水、胍胶、助剂等。水是胍胶压裂液的主要基础组分，占据了压裂液总体积的大部分。胍胶是一种高分子化合物，具有优异的黏度和流变性能，能够有效地改善液体的黏度和浓度，增加液体在岩石裂隙中的渗透性。助剂是为了提高胍胶压裂液的性能而添加的辅助成分，常见的助剂有降黏剂、分散剂、防腐剂等。

二、胍胶压裂液的特性

1. 高黏度：胍胶具有很高的黏度，能够有效地增加压裂液的黏度，提高液体在岩石裂隙中的渗透能力。

2. 低滤失性：胍胶具有较低的滤失性，能够减少液体在岩石裂隙中的滤失量，提高压裂液的利用率。

3. 抗温性好：胍胶具有较好的抗温性能，能够在高温环境下保持较稳定的性能。

4. 抗砂化能力强：胍胶具有良好的抗砂化能力，能够有效地防止岩石裂隙中的颗粒杂质砂化，提高压裂液的有效性。

5. 环境友好：胍胶压裂液中的成分多为环境友好型，对环境的污染较小。

三、胍胶压裂液的应用领域

胍胶压裂液广泛应用于石油、天然气勘探开发领域。在油田压裂作业中，胍胶压裂液能够通过高压注入岩石裂隙中，使裂隙扩大并保持开放状态，提高油气的渗透能力，从而增加产量。胍胶压裂液还常用于页岩气、煤层气等非常规能源的开发，能够有效地提高裂隙的渗透性，增加气体的释放量。

总结起来，胍胶压裂液是一种在石油、天然气勘探开发中广泛应用的重要材料，其主要成分包括水、胍胶和助剂。胍胶压裂液具有高黏度、低滤失性、抗温性好、抗砂化能力强等特点，在提高油气产量和非常规能源开发方面发挥着重要作用。胍胶压裂液的研究和应用将进一步推动石油、天然气勘探开发技术的进步与创新。

高温清洁压裂液体系HT-160的研制及性能评价

一、选题背景

介绍高温清洁压裂液体系HT-160的重要性及应用背景。

二、研究内容及方法

介绍高温清洁压裂液体系HT-160的研制内容及方法，包括原材料的选取与配比、混合工艺、性能评价方法等。

三、实验结果与分析

介绍研制出的高温清洁压裂液体系HT-160的基本性质、流变性能、热稳定性等实验结果，并对实验结果进行分析和解释。

四、比较分析

比较高温清洁压裂液体系HT-160与传统压裂液的区别与优势，包括经济性、环境友好性、工作效率等。

五、结论与展望

总结研究所得，提出高温清洁压裂液体系HT-160在实际应用中需要注意的问题，以及未来研究的方向和有待解决的问题。第一章选题背景

随着石油勘探的深度和复杂程度不断提高，原油储量的逐渐减少以及能源需求的不断增长，大规模应用高压水力压裂技术已成为一种不可缺少的手段。而在高温、高压、酸、钾等条件下进行的压裂作业中，传统石油化学助剂在使用过程中不仅存在着高温、低降解温度等性能问题，而且穿透能力低，落地率差，对基岩的损伤较大，严重影响了生态环境的可持续性。

为解决这一问题，本文研制硅钠钙基高温清洁压裂液体系HT-160，用于高温降解、环保型压裂作业中石油化学助剂的替代，以此来提高作业效率、减小对环境的影响等。本研究的重点是针对硅钠钙基高温清洁压裂液体系HT-160的配方、工艺及性能进行深入的研究和评价。

第二章研究内容及方法

2.1 配方研究

本研究根据硅钠钙型高温清洁压裂液体系的性能要求，在选择原材料的时候做到了科学合理，注重了原材料之间的相容性、稳定性以及经济性等要素。首先，本研究针对硅钠钙型高温清洁压裂液需要具备抑尘、增黏、分散、增稠、润滑等功能进行系列筛选试验，最终确定了配方比例。

2.2 工艺研究

本研究针对硅钠钙型高温清洁压裂液的生产工艺进行细致研究。由于其主要成分具有一定的稳定性，在制备中可以采用多项生产工艺进行综合优化，如热反应、混合反应、添加稳定剂的方法，以保证生产出的液体体系具有稳定性、流动性等特点。

HTC_160高温压裂液交联剂的研制与现场应用

HTC-160高温压裂液交联剂的研制与现场应用

杨　彪,马　收,黄　波,邵立民(中国石化股份胜利油田分公司采油工艺研究院,山东东营257000)

摘要:通过大量试验研制了HTC-160高温压裂液交联剂。室内试验结果表明,利用该交联剂配制的压裂液具有良好的耐温、增稠性能,最高耐温为160℃;在过硫酸铵的作用下,破胶化水彻底,同时具有自破胶作用,对油层渗透率伤害低;由于压裂液自身具有较强的网络结构,可有效地提高对支撑剂的悬浮能力,降低向油层的滤失。截至2007年11月,利用该交联剂配制的压裂液现场实施水力压裂82口井,其中72口井压裂后增产增注效果明显,累积增产原油达19000t。现场应用证实,该压裂液还具有摩阻低和返排彻底的特点,具有良好的推广应用前景。关键词:压裂液交联剂;流变性;耐温;破胶;地层伤害;摩阻;粘度中图分类号:TE357.12文献标识码:A文章编号:1009-9603(2008)01-0098-03

利用有机硼交联剂配制的压裂液具有流态柔顺、携砂能力强、剪切恢复性好、延迟交联及现场配制简便、产品价格低廉等特点,自20世纪80年代以来,在中外的水力压裂中获得了广泛的应用[1]。但是近年来,在以深层、高温、低渗透为主要特征的油藏压裂改造中[2-4],有机硼交联剂的弊端也逐步暴露出来,主要表现在3个方面:①抗温性能较差。国外现场应用的有机硼交联剂的抗温能力普遍低于110℃,随着温度的进一步升高,其交联作用逐渐失去。②交联时间较短。延迟交联主要是通过多羟基化合物与硼酸盐形成的配位体来实现的,但普通的复配型配位体稳定性较差,且配位反应本身属于可逆反应,由此造成交联速度过快。③稳定性差。由于硼酸盐在水中的溶解度较低(50℃时的溶解度为10g),长时间静置后出现浑浊沉淀现象,影响了交联剂的性能。为此,中外相关单位研制并使用了以有机钛、锆、锑交联剂为主的有机金属交联剂[5],该类产品虽显著提高了压裂液的抗温性能,但其缺点也很明显:①不耐剪切,高速剪切后恢复性差。②残渣含量高,降解困难,由于吸附滞留造成严重的地层伤害。③原材料价格高,合成工艺复杂。④延迟交联难于控制。以上缺点限制了该类产品在现场的进一步推广应用[6]。通过对不同类型交联剂作用机理的深入调研,利用正交试验法对影响交联性能的因素进行分析,通过大量试验优选原材料,优化合成工艺,研制了新型的HTC-160高温压裂液交联剂,并对其性能进行了综合评价。

异常高温胍胶压裂液体系研制与应用

Ｍａｖ　２０１０　

文章编号：１０００—７３９３（２０１０）０３—００６４—０４　

异　常高温　胍胶压裂液体系研制与应用　

郭建春辛　军　王世彬赵金洲　

（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都６１０５００）　

到了改造储层并认识储层的效果。该技术对国内深层超高温储层压裂具有一定指导意义。　

关键词：超高温压裂液；稠化剂改性；交联剂改性；１９０　ｏＣ；现场实施　

中图分类号：ＴＥ３５７．１＋２　文献标识码：Ａ　

ＧＵ０　Ｊｉａｎｃｈｕｎ，ＸＩＮ　Ｊｕｎ，ＷＡＮＧ　Ｓｈｉｂｉｎ，ＺＨＡ０　Ｊｉｎｚｈｏｕ　

低浓度胍胶压裂液体系的研究与应用

压裂是实现低渗油气藏开发的有效技术手段，是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施。随着油气田各类储层的开发，致密低渗、特低渗储层的增产和求产技术对压裂工艺技术提出越来越高的要求，其性质优劣决定压裂施工的成功与否和效果好坏，压裂液作为压裂的血液，其性能对压裂过程至关重要，因此，基于降低储层伤害，提高油气产量，耐高温、低伤害、低成本压裂液体系成为研究的重要方向。

标签：低浓度;胍胶压裂液体系;应用

羟丙基胍胶作为水基压裂液的增稠剂，由于具有增稠能力强、抗剪切性好、热稳定性好、控制滤失能力强等特点而被广泛用于油气井压裂。但该体系存在破胶后残渣残留在储层中，产生孔喉堵塞，也可能残留在裂缝中，降低裂缝导流能力，对储层造成伤害。如果压裂液体系不当，残渣过高将对储层造成损害，严重时导致油气井减产。因此，在降低成本、保护储层、提升产油气率的大背景下，低浓度羟丙基胍胶体系具有重大研究意义。

1压裂助剂研究

1.1山西组岩石矿物组成及分布

储层岩石组成的分析对于开发合适体系压裂液降低储层伤害至关重要，因此采用了X衍射对山西组储层岩石进行测试，其组成及分布。

经研究发现以石英和黏土矿物为主，其中石英最大含量达到99%，黏土含量最大42.5%。研究区黏土矿物类型多样，伊蒙混层矿物山西组平均达到了31.2%，23.4%样品内伊蒙混层矿物相对含量超过20%，是造成研究区储层水敏性的主要矿物类型，因此压裂液体系需要添加黏土稳定剂类物质进行预防水敏性造成的储层伤害。

1.2储层孔隙度、渗透率研究

孔隙度、渗透率对于油气开采效果具有重要的影响，针对山西组储层孔隙度及渗透率进行统计研究，实验数据。

孔隙度主要分布在4.0%——10.0%，这一区段的样品数可占76.59%，平均孔隙度6.4%，样品孔隙度大于10%分布频率为7.54%;渗透率主要分布在0.01×10-3μm2——0.5×10-3μm2，该分布区段的样品数占89.26%，平均为0.2×10-3μm2，大于0.5×10-3μm2的样品分布频率占到6.64%，属低孔、低渗致密型储集层，因此对于压裂液体系需要注意低孔、低渗储层的预防保护及压裂结束后返排效果的提升，一方面可以降低压裂液体系的残渣减轻对孔隙度的伤害，另一方面需要通过助剂添加降低表界面张力降低水锁效应，降低储层中黏土类物

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