滑溜水

摘要： 针对水力裂缝的延伸受天然裂缝控制,液体滤失增大,缝宽变窄,支撑剂在缝内运移受阻,加砂困难,易造成砂堵等问题,提出了一体化变黏滑溜水体系。该体系具有携砂性优、伤害小、实时变黏等特点,砂堤高度较常规滑溜水低40%,可极大程度应对现场加砂复杂情况;同时运用多簇射孔+暂堵工艺技术降低破裂压力,增加水裂缝条数,提高裂缝复杂程度,实现改造全覆盖。现场经A井试验,暂堵压力响应值0.6~10 MPa,停泵转向压力响应值2~11 MPa,封堵效果显著。该技术为现场复杂情况施工提供了解决方案,也为后续提高深层页岩气效益开发奠定了基础。

摘要： 玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层。该井区大规模水力压裂面临3大难题,如压裂液减阻效果差、对储层伤害大;水资源匮乏,油田污水处理困难;缝间剩余油分布,采收率有待提高。针对这些问题,以羟甲基苯乙烯、醋酸乙烯酯、丙烯酰胺、聚乙烯基苄基三甲基氯化铵等为原料,通过分散聚合法制备了减阻剂(JHFR),将其与多功能添加剂(JHFD)复配制得滑溜水压裂液。研究了目标区块的压裂水源、储层岩石的黏土矿物含量对黏土在滑溜水中水化膨胀性能的影响,评价了滑溜水对玛湖致密油藏储层的伤害情况。结果表明,减阻剂JHFR溶解时间(15 s)短,可实现免配直混。由0.1%JHFR和0.2%JHFD组成的滑溜水具有高效减阻(减阻率76.9%)、低油水界面张力(0.89 mN/m)、防膨效果好(防膨率81.12%)等特点,且与玛湖1井区的地层水和返排水的配伍性良好、对岩心渗透率损害程度低,适用于该井区的大规模连续压裂施工。

摘要： 滑溜水在裂缝中的携砂运移规律,对指导滑溜水压裂实践有重要意义。采用可视化平行板裂缝模拟装置,测试了不同注入参数组合的输砂剖面。结果表明,造缝滑溜水+70~140目支撑剂+8%砂比时,滑溜水携砂能力好,裂缝入口端未出现砂堤,支撑剂对裂缝的充填不充分;在低黏滑溜水+40~70目支撑剂+15%砂比和高黏滑溜水+20~40目支撑剂+20%砂比条件下,裂缝填砂量较大,深部裂缝砂堤较高,但裂缝入口处充填差;随着施工排量的增加,几种组合模式均表现出砂堤前缘距入口距离增大,前缘高度减小,平衡高度变化不大的情况。注入组合是影响砂堤形态的重要因素,不同注入参数组合模式对应的砂堤形态和表征参数相差较大,现场需对组合模式进行优化,提高入口处裂缝的导流能力。

摘要： 低品位储量具有油藏埋深大、储层物性差、储量丰度低、区块多分散等特点,目前压裂工艺主要是通过单一双翼对称缝为主,压裂改造效果有限,且部分储层压裂施工难度大,压裂成功率较低。针对压裂难点,开展了大排量低粘滑溜水造复杂缝工艺、纤维脉冲加砂、支撑剂优选、前置表面活性剂等关键技术研究,提高压裂改造效果,并在现场开展应用,效果较好。

摘要： 1.目的页岩气储层压裂改造的目的是获得具有高导流能力的页岩气流动通道,通常需要在人工裂缝中铺置支撑剂来实现。在页岩气储层改造施工过程中,由于滑溜水携砂能力有限,支撑剂沉降速度快,施工结束后大量支撑剂沉降在裂缝底部,并使得裂缝下部保持张开,裂缝上部会在闭合压力作用下逐渐闭合;由于存在岩屑,裂缝剪切滑移会形成自支撑;在裂缝上部自支撑和裂缝下部张开的过渡带,即为页岩储层岩石相互作用形成的斜支撑区域(图1)。页岩储层裂缝导流能力由支撑剂充填区域、自支撑区域、斜支撑区域3个部分的导流能力组成,国内外对于支撑剂充填区域和自支撑区域的导流能力已有广泛的研究,但对于斜支撑区域导流能力的研究尚处于空白。

摘要： 滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要方法,但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题,限制了其在3500 m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸等为原料,通过自由基聚合反应,室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂(HVFR),考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明,HVFR的相对分子质量为22.7×10^(6)。HVFR溶解速率快,1 min增黏率达到93%,有利于实现压裂液的在线连续混配。HVFR的降阻性能良好。在150 L/min流量下,作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%,作为胶液时的降阻率可达到68%。HVFR具有一剂多能特性,通过调整其浓度可实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能。在120°C、170 s^(-1)下剪切120 min后,压裂液的保留黏度约为120 mPa·s,满足压裂施工的要求。

摘要： 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°C,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。

摘要： 非常规储层改造工作量持续增长,2020年水平井改造1592井次,用液量逐年增加,2020年压裂液用量超过2000×10^(4)m^(3)。大液量、大排量、大规模加砂、低成本的新型压裂工艺对液体技术提出新要求。勘探院创新开发的低浓度变黏滑溜水体系产品具有使用浓度低、实现免配液、增黏速度快、降阻能力高、携砂能力强、评价技术优的特点,已经推进现场应用,取得降本、提产和稳产的优异成效。

摘要： 滑溜水体系技术广泛用于油气开采领域中,滑溜水体系的核心技术为减阻添加剂,用于降低压裂施工摩阻。对比分析了滑溜水减阻剂的降阻机理,综述了滑溜水减阻剂的研究进展,介绍了高矿化度水质对滑溜水降阻效果的影响及作用机理,主要包括静电屏蔽、压缩双电层等,总结出通过引入耐盐基团、疏水缔合性基团等方法可以提高减阻剂的耐盐性能,提出未来可通过有针对性地设计减阻剂分子合成方案,进一步优化滑溜水体系,增强滑溜水体系压裂液技术的适用性。

摘要： 滑溜水压裂技术是非常规油气增产应用最为广泛的技术之一。加入减阻剂改善流体的流变性,能有效降低压裂液在流动时产生的湍流摩擦阻力,达到降压增注的施工要求。深入调研了国内外滑溜水减阻剂的研究进展,综述了传统聚合物与新型纳米减阻剂的研究进展与应用现状,分析了减阻效果影响因素,对后续的研究具有一定参考价值。

摘要： 目前四川盆地使用的滑溜水体系具有较好的降阻性能,可以满足页岩储层压裂施工要求,但现场稀释法存在控制精度要求较高等问题,对滑溜水抗盐、重复利用性能等方面提出新的要求.在确定滑溜水体系配方的基础上进行性能评价,实验结果表明该体系性能指标达到相关标准的技术要求,其中岩心伤害性、配伍性等性能较优.在现场洗井及压裂施工的应用中,表现出优异的降阻性能,与室内实验研究结果相吻合,可满足即混即注工艺要求.

摘要： 非常规油气藏压裂的主要工作液体系之一是滑溜水,而降阻剂是滑溜水压裂液的主体.为了降低滑溜水在管柱中的摩阻,降低施工压力、提高施工排量,从而达到滑溜水大型压裂的目的,研制出了由阴离子单体和非离子单体共聚而形成的新型聚合物降阻剂FRJ.并对FRJ的性能进行了评价,结果表明:FRJ有较好的水溶性、热稳定性、配伍性、降阻性、携砂性能和耐温性等特性.用该降阻剂配制的滑溜水压裂液具有低黏度、低摩阻的特点,可以实施大液量、大排量、大砂量的施工和实现形成复杂缝网的体积改造.因此,FRJ的研制对非常规油气藏压裂改造技术的发展具有重大意义.

摘要： 稠化剂是储层改造液中的关键添加剂,根据目前致密油气大规模改造的需求,合成了速溶的携砂减阻双向功能型稠化剂及配套交联剂,低浓度下具有良好的减阻性能,高浓度下具有良好的耐温耐剪切性能,形成了滑溜水体系及冻胶压裂液体系.考察了双向功能型稠化剂的配伍性能,滑溜水的减阻性能,冻胶压裂液的交联耐温性能、携砂能力及破胶液性能.滑溜水的减阻率能够达到70％以上,冻胶压裂液破胶后几乎无残渣,伤害低,配制简单,可以实施连续混配、大液量、大排量施工.

摘要： 致密气藏采用大排量、大液量加砂压裂改造后返排液的处理一直是业界备受关注的热点问题,涉及到气藏开发成本与环境保护两个方面.针对克深2气田压裂返排液回用技术在现场的应用进行了探讨,在阐明加重返排液在现场施工的回用技术,中心站处理工艺以及施工流程的基础上,进行了返排液实验评价,表明用返排液配置的滑溜水与用清水配置的滑溜水相比不仅在粘度上二者无明显差异,而且能有效降低管路摩阻,在高排量施工下降阻性能更好.

摘要： 页岩储层具有特殊的地质特征,低孔、超低渗、层理及微裂缝发育,岩石具有脆性,通常采用体积压裂投入开发.页岩气井压裂过程中使用大量的滑溜水压裂液,单段施工液量在1500～2200m3.本文针对性建立了页岩毛细管吸收时间测量实验、页岩线性膨胀实验、压裂液长期浸泡实验等方法,并提出页岩储层非流动压裂液配伍性实验评价指标,为压裂液体系优选提供技术支撑,指导现场大型体积压裂施工作业.

摘要： 致密气藏采用大规模、大液量加砂压裂改造后返排液的处理一直是业界备受关注的热点问题,涉及到气藏开发成本与环境保护两个方面.文章针对克深X气田压裂返排液回收处理技术在现场的应用进行了探讨,在阐明加重返排液在现场施工中从现场回收技术,中心站处理工艺以及施工流程的基础上,进行了返排液实验评价,实验结果表明用返排液配置的滑溜水与用清水配置的滑溜水相比不仅在粘度上没有明显差异,并且能有效降低管路摩阻,在高排量施工下降阻性能更好.本次研究还将再生的滑溜水用于现场施工中,与新配滑溜水进行对比,施工数据分析表明,再生滑溜水不仅与新配滑溜水降阻基本相同,而且再生滑溜水能有效的润滑管柱,降低管柱摩阻,现场获得了良好的储层改造效果.该项技术节约了配液用水,减少了废弃物排放,实现了节能减排,是压裂返排液深度环保处理极其重要的组成部分,同时该项技术为国内压裂返排液环保处理与回用技术的创新发展提供借鉴,有利于进一步解决致密气藏开发过程中水资源瓶颈和环境保护问题.

摘要： 本发明涉及一种憎水憎油的含氟修饰的“水包水”高返排、低伤害滑溜水压裂液体系减阻剂，属油气田工程化学剂应用技术领域。它经由水溶性单体A、含氟单体B、互溶剂C、表面活性剂/分散剂D，无机盐E在水中通过自由基引发剂F引发分散聚合而获得。本发明保留了原有减阻剂高效速溶，高效减阻的特点，在水力压裂中使用可以达到70%的减阻效率；同时，含氟基团的引入又降低了减阻剂分子间以及与储层岩石之间的亲和力，提高了水力压裂过程后的助排和储层保护性能。解决了现有减阻剂阻塞油气通道，降低油气日产量的问题。

摘要： 本发明公开了一种滑溜水用洗油剂及其制备方法及滑溜水体系，滑溜水用洗油剂包括以重量份计的10～30重量份的阴离子表面活性剂、5～15重量份的非离子表面活性剂、5～10重量份的溶剂醇、1～5重量份的助溶剂和50～70重量份的水，相应的滑溜水体系具体包括以质量分数计的0.08～0.15％的减阻剂、0.1～0.15％的洗油剂、0.3～0.5％的助排剂、0.5～1％的防膨剂和余量的水；采用该滑溜水用洗油剂配制而成的滑溜水体系能够有效降低原油的界面张力和表面张力，减少原油在地缝中的流动阻力，使原油从远端向近端流动，从而提高原油采收率，同时还能有效提高滑溜水体系的表观黏度和减阻率，使得压裂时缝网的复杂程度增加，大大提高了压裂改造效果。

摘要： 本发明涉及石油压裂液技术领域，公开了一种“水包水”乳液聚合物减阻剂及其制备方法和滑溜水压裂液以及应用。所述的制备方法包括：(1)将水溶性单体、分散介质、分散稳定剂、可选的pH调节剂与水进行第一接触得到混合溶液；其中，所述分散稳定剂为聚乙烯吡咯烷酮；(2)在惰性气氛条件下，将所述混合溶液与引发剂第二接触进行合成反应，得到“水包水”乳液聚合物减阻剂。该“水包水”乳液聚合物减阻剂具有速溶、减阻高效、成本低以及对环境友好的优点，且具有很高的实际应用价值。

摘要： 本发明涉及一种憎水憎油的含氟修饰的“水包水”高返排、低伤害滑溜水压裂液体系减阻剂，属油气田工程化学剂应用技术领域。它经由水溶性单体A、含氟单体B、互溶剂C、表面活性剂/分散剂D，无机盐E在水中通过自由基引发剂F引发分散聚合而获得。本发明保留了原有减阻剂高效速溶，高效减阻的特点，在水力压裂中使用可以达到70%的减阻效率；同时，含氟基团的引入又降低了减阻剂分子间以及与储层岩石之间的亲和力，提高了水力压裂过程后的助排和储层保护性能。解决了现有减阻剂阻塞油气通道，降低油气日产量的问题。

摘要： 本发明提供一种无级变粘免配滑溜水现场水力压裂方法，包括根据压裂施工现场的限制条件进行压裂各阶段施工设计；根据地层水矿化度‑减阻剂浓度‑减阻率关系图版及压裂改造层段的地层水质，确定减阻剂浓度范围；根据流速‑减阻剂浓度‑减阻率关系图版分别确定井口压力一定条件下的前置液施工阶段和顶替液施工阶段的排量；根据流速‑减阻剂浓度‑减阻率关系图版、减阻剂浓度‑粘度‑粘弹性关系图版及施工排量‑粘弹性‑砂比关系图版确定井口压力一定条件下的携砂液施工阶段的排量、砂比及所用压裂液的粘度和/或减阻剂浓度；根据所确定的结果向各压裂层段交替注入前置液和携砂液若干次，以及向压裂层段注入顶替液以将井筒中的携砂液压入裂缝中。

摘要： 本发明公开了一种滑溜水转向压裂用可控自降解暂堵剂的制备方法，涉及水力压裂过程中，储层温度及降解时间可控的自降解暂堵剂技术领域，以解决现有的暂堵剂在少水低温环境中会形成凝胶胶块，堵塞地层及降解时间过长，影响返排时间和产气量的问题，包括如下步骤：步骤1、用聚乳酸作为包衣材料对过硫酸铵和/或过硫酸钠包覆，形成核壳结构颗粒；步骤2、用聚乙醇酸、聚丙烯酰胺及聚乙烯醇对核壳结构颗粒再次进行包衣造粒，形成核壳结构大颗粒；能够有效封堵孔隙，能同时达到在低温条件下延迟解堵和快速降解的效果。

摘要： 本发明公开了一种含有螯合位点的聚丙烯酰胺、螯合型变粘滑溜水及制备。本发明合成了一类主链连接有螯合位点的可逆螯合交联的增粘滑溜水体系，聚丙烯酸与氨基酸在硼酸催化作用下进行酰胺化合成带有羧基的聚丙烯酰胺，之后向反应体系中加入包含螯合基团的有机胺进行胺化反应，得到所述含有螯合位点的聚丙烯酰胺。该聚丙烯酰胺的0.05％‑2％的水溶液，加入高价金属可溶盐后发生可逆交联，形成粘度1～1000mPa·s的增粘滑溜水，且可被EDTA破胶至5mPa·s以下。该技术有效的解决了常规滑溜水粘度低、携砂能力弱的缺点，可实现滑溜水连续在线混配高比例加砂压裂作业。

摘要： 本发明涉及石油开采领域，特别是涉及到一种复合压裂液体系滑溜水，是由下列组份制成：生物聚合物0.5～2%、杀菌剂0.05～0.2%、粘土稳定剂0.5～2%、生物酶破胶剂1～4%、助排剂0.05～0.5%，余量为水；生物聚合物是由鞘氨醇单胞菌（Sphingomonas）代谢产生，代谢产物获得过程：挑取1环斜面菌种，接种入100ml种子培养基中，25～30°C培养16‑18小时，待种子培养成熟，将生长完成的种子液再按照10～15％的接种量接种到200ml发酵培养液中，在25‑30°C条件下培养，经发酵72‑75小时后代谢产生，最后经95%酒精粗提取发酵液获得，解决了现有的滑溜水体系破胶不彻底、易返胶、摩阻高等问题，生物聚合物滑溜水具有破胶后无残渣、摩阻低、返排液无残留等优点。

摘要： 本发明公开了一种油田高矿化度区滑溜水，所述的滑溜水含有不低于0.1％质量百分比的减阻剂，所述的减阻剂包括丙烯酰胺晶体、2‑丙烯酰胺‑2‑甲基丙磺酸、丙烯酸、液碱、N‑乙烯基吡咯烷酮、醋酸钠、白油、乳化剂和余量水。本发明的减阻剂可以解决现有技术的中常规减阻剂在盐水体系减阻效果差以及耐温能力差的技术问题，制备得到的滑溜水摩擦阻力小。

摘要： 本实用新型公开了一种变黏度滑溜水混配装置，包括底座，所述底座顶部中间位置固定连接有混配箱，所述底座顶部两侧均固定连接有原料箱，所述混配箱顶部中间位置两侧均贯穿并固定连接有计量桶，所述第一电机的输出端贯穿混配箱并固定连接有第一搅拌轴，所述第二电机的输出端贯穿混配箱并固定连接有第二搅拌轴。本实用新型中，两个第二水泵工作分别将原料通过输料管抽进两个计量桶内，通过液位传感器可监测计量桶内的液体液位以判断液体体积，当体积达到设定比例的体积后第二水泵停止工作，同时通过控制器打开电磁阀，计量桶内的原料通过下料管投放到混配箱内进行混配，自动进行配比投放，使用更加方便，值得大力推广。