煤层低伤害氮气泡沫压裂液研究

煤层气

中国煤层气开采技术现状及趋势随着经济持续发展对能源需求的日益增加和常规油气资源的日益短缺，世界各国都在积极寻找开发新的能源，以弥补常规油气资源的缺口。合理地开发煤层气资源，不仅可以大幅减少矿难事故，而且有助于减少国民经济对常规油气资源的依赖。根据最新资源评估结果，俄罗斯、加拿大、中国、美国及澳大利亚等国都跻身于煤层气大国行列，许多国家都进行了煤层气开发的有关研究，且逐渐实现了商业化开采。煤层气是自生自储的非常规天然气，主要成分为甲烷，以吸附和游离状态赋存于煤层和围岩中，其热值与天然气相当。由于煤基质中发育有大量的微孔隙，孔径可小至0.5～1.0nm，其比表面积极大，对甲烷分子具有很强的吸附能力，而使水分子难以进入，通常煤层气只存在于地层的割理中。当煤层气经割理流动至井底时，常常伴有大量的水产出，因而需要专门的排采设备来降低井底压力，促进煤层气解吸。煤层气在储层物性、开发机理、开发方式等方面与常规天然气有很大的不同，为提高煤层气开发的经济效益，国外对其开发技术进行了多年的研究探索，取得了显著的成就。 20 世纪80 年代，美国开始进行煤层气的勘探和开发，目前已形成世界上最成熟、最完备的煤层气开发技术体系。自此以后，加拿大、澳大利亚及我国也相继开展了煤层气的勘探开发试验研究，在借鉴美国开发煤层气成功经验的基础上，各国针对具体的煤层特点，开发了一系列新技术，如加拿大的连续油管压裂技术和水平井分段压裂技术、澳大利亚的U 型井技术及多层扩孔技术。由于我国煤储层条件复杂，勘探开发又相对较晚，目前尚未形成规模化、商业化开采。为加快我国煤层气商业化、产业化，本文专门就煤层气井钻井技术、压裂增产技术、排水采气技术、提高采收率技术及煤层气开发数值模拟技术现状进行了介绍，对煤层气开发技术的发展趋势进行了探讨，以为业内人士参考。 1 煤层气开发技术现状 1.1 钻井技术由于煤层气储层一般都具有低孔、低渗的特点，如果采用常规的直井开采，即使后续进行压裂作业，其单井产能依然十分有限。因此，针对煤层气储层的特点，逐渐研发形成了多分支水平井钻井技术、欠平衡钻井技术、超短半径水平井钻井技术、U 型井钻井技术及电磁波导向钻井技术等，以增加气井与煤层的接触面积，提高煤层气井的单井产能。 1.2 压裂增产技术开发煤层气应用最为广泛的增产技术是水力压裂技术。压裂增产技术主要包括压裂液技术、压裂工艺技术、裂缝监测技术。目前，煤层气水力压裂单翼缝长可达60～150m，增产效果比较显著。 1.2.1 压裂液技术

氮气泡沫驱机理

一、氮气泡沫驱简介我国现已发现的油田大部分属于陆相沉积储层，受地层非均质性及不利水油流度比的影响，水驱效果往往不是很理想。而对于低渗、超低渗油藏，注水压力高，开采难度大，该类油藏普遍采取压裂措施，压裂后产量快速上升，但有效生产周期较短，表现为含水率快速上升，产油量快速降低。与CO2和空气相比，氮气具有较高的压缩系数和弹性能量，且为惰性气体，无生产安全隐患。氮气密度小，在地层中可向油藏高部位运移，在高部位形成次生气顶，增加了油藏的弹性能。另外，氮气分子比水分子小很多，可以进入原来水驱不能进入的油藏基质，将基质的原油挤压、驱替出油藏，从而提高了采收率。但受油藏非均质性的影响，氮气更易沿高渗透层窜进，造成生产井产气量高，氮气含量高。不仅造成了资源的浪费，而且对生产井气体正常使用造成一系列影响。氮气泡沫驱是近年来国比较成熟的技术，泡沫在地层中具有较高的视黏度，遇油消泡、遇水稳定，在含水饱和度较高的部位具有较高的渗流阻力，封堵能力随着渗透率的增加而增加，可以有效增加中低渗透部位的驱替强度，同时发泡剂一般都是性能优良的表面活性剂，可在一定程度上降低油水界面力。因此，泡沫调驱既可以改善波及效率，也可以提高驱油效率。二、氮气泡沫微观渗流阻力分析泡沫在多孔介质中产生的渗流阻力本质上是泡沫在孔道中产生的毛细管效应附加阻力。根据气泡在多孔介质中的存在状态，主要可以分为以下3种情况。（1）液体近壁边界层引起的附加阻力由于固体表面与水分子之间的相互作用，使得靠近固体表面的水层具有不同于自由水的性质，这一水层称为静水边界层。考虑固体表面的微观结构和水分子的结构与性质，可以清楚地知道润湿实际上是水分子（偶极子）时固体表面的吸附形成的水化作用。水分子是极性分子，固体表面的不饱和键也具有不同程度的极性，水分子受到固体表面的作用并在固体表面形成紧贴于表面的水层，即静水边界层。静水边界层中，水分子是有秩序排列的，它们与普通自由水分子的随机稀疏排列不同。最靠近固体表面的第一层水分子，受表面键能吸引最强，排列得最为整齐严密。随着键能和表面势能影响的减弱，离表面较远的各层水分子的排列秩序逐渐渴乱。表面键能作用不能达到的距离处，水分子已为普通水分子那样的无秩序状态。所以静水边界层实际是固体边界与普通水间的过渡区域。图2-1所示的静水边界层结构充分地表示出固体表面附近水分子的排列状况。

水基压裂液增稠剂的研究进展

水基压裂液增稠剂的研究进展李超颖1,王英东2,曾庆雪1 (1.东北石油大学化学化工学院;2.中国石油大庆石化分公司,黑龙江大庆　163711) 摘　要:本文综述了水基压裂液增稠剂的研究进展。低伤害、耐高温的改性胍胶研究广泛。除香豆胶、魔芋胶的改性物外,新型低损害苦苈胶综合性能优于羟丙基胍胶。疏水缔型聚合物,与传统聚丙烯酰胺类比较,热稳定性更好、抗剪切性能更强,具有广阔的应用前景。关键词:压裂液;增稠剂;植物胶;疏水缔合型聚合物中图分类号:T E357.1+2 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2011)05—0008—03 增稠剂是水基压裂液中的主要添加剂,其性能好坏对压裂液综合性能、压裂施工效果都有着重要影响。尤其面临高温、低渗、碱敏储层的开发,寻求增稠能力更强、对地层伤害更小、高温稳定性更好的增稠剂成为国内外学者研究的方向。目前使用的水基压裂液增稠剂种类繁多,可分为天然聚合物、人工合成聚合物两大类,本文分别就其研究进展进行评述。1　天然聚合物 1.1　植物胶衍生物植物胶衍生物增稠能力强、易交联成冻胶、性能稳定,是国内外压裂作业主要使用的增稠剂。由于受分子精细结构、加工工艺、加工设备的影响,植物胶品种不同,性能有差异。 1.1.1　胍胶胍胶原粉取自瓜尔豆内胚乳,直接使用具有不能快速溶胀和水合,溶解速度慢,水不溶物含量高,粘度不易控制,易被微生物分解而不能长期保存等缺点。而各种改性胍胶可改善胍胶原粉不足,但增稠能力均有所下降。目前,在广泛应用的改性胍胶:羟丙基胍胶(HP G)、羧甲基胍胶(CM G)、羧甲基羟丙基胍胶(CM HPG)、阳离子胍胶等基础上,适应当前要求的其他改性物出现。 1.1.1.1　低分子量胍胶胍胶的低分子量化,是为了降低常规胍胶压裂液的造壁性和破胶后分子量依然很大的破胶液对低渗储层细小喉道的伤害。程巍等[1,2]研究了硼交联低分子量胍胶凝胶体系的流变性,具有良好的粘弹性和剪切变稀性。J. Weaver等[3]提出的低分子量胍胶压裂液体系无需内部破胶剂,优良的支撑剂传输性能和低滤失性能,适合高砂比作业。胍胶降解后分子量降低,为常规胍胶的1/20- 1/10,水不溶物降低,同样条件下压裂液破胶液分子量也降低,减少了对地层的伤害。但基液浓度下降,只有10mP a?s左右(常规压裂液现场应用的基液粘度一般在36m Pa?s以上),不适合高温作业。使用硼交联后,形成致密的聚合物网络结构,因为聚合物的短链和高紧密聚合物网络形成的交联液具有更好的粘性和弹性,液体链的体积也较小,粘弹性较高,提高了压裂液的携砂性能。 1.1.1.2　酸性交联胍胶大多数植物胶压裂液都是在碱性条件下交联,为了保留植物胶稠化剂的优势并使其适应对碱敏性地层的压裂改造、进行酸性压裂和CO2泡沫压裂,需研制酸性条件下交联的植物胶压裂液,其中一个方向是研制可酸性交联的稠化剂。郭吉清等[4]研究表明,改性胍胶M GG水不溶物含量及1%基液粘度优于特级羟丙基胍胶,与一种金属化合物可在pH值2.5～5.5范围内交联而形成稳定冻胶体系,其冻胶可用过硫酸铵破胶,破胶残渣质量浓度可降至180mg/L。王博涛等[5]将羧甲基酸性交联冻胶压裂液应用于安塞油田长(10)储层,施工平稳,增产效果明显。周际春等[6,7]向普通胍胶分子中引入亲水基团钠羧甲基和羟丙基,研制出酸性条件下交联的新型压裂液增稠荆GXG。该增稠剂溶解和增黏性能都很好,破胶后残渣含量少,破胶液黏度低,有利于压裂液的破胶返排。由该增稠剂作为基液的压裂液有很好的流变性、破胶性,对储层伤害小。胍胶改性后,除了本身具有适合碱性交联的羟基外,还具有酸性交联的官能团,而常规硼砂交联pH>9,因此,除了在稠化剂方面进行改性外,还需研制与其配伍的酸性交联剂。 1.1.1.3　高温改性胍胶压裂施工趋于深井或超深井,而现有高温压裂液一般只满足150℃以下作业,因此需要研制适合180℃以上的超高温压裂液,其中一个方向是研制具有抗高温分子结构的稠化剂。辛军等[8]研制了超高温改性胍胶(CHPG)稠化剂,与有机硼锆交联后,198℃下显示出优异的抗温抗剪切性能。张应安等[9]研制了新型羧甲基胍胶压裂液,有耐高温(180℃)、低浓度、低残渣、低伤害、低摩阻的特点,压裂施工获得很好的增产效果。疏水改性胍胶[10,11]具有疏水缔合物特殊的流变性:超过临 8内蒙古石油化工 2011年第5期　收稿日期:2011-01-15 作者简介:李超颖(1986-),女,在读硕士研究生,东北石油大学化学工艺专业。

浅论二氧化碳泡沫压裂液

浅论二氧化碳泡沫压裂液发表时间：2019-03-04T14:41:44.420Z 来源：《防护工程》2018年第34期作者：李振连 [导读] 吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害李振连吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000 摘要：吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害，反映到如排液困难、压后效果不好等。通过CO2泡沫压裂增产机理，压裂液综合性能评价，以及现场应用情况，取得了较好的效果，为低渗低产能油田开辟了新的增产措施。关键词：增产机理；泡沫压裂；室内试验压裂是提高油气藏早期产能、保持长期稳产的主要措施。压裂液是压裂技术的重要组成部分，其性能的好坏直接关系到压裂施工的成败与压裂的效果的好坏，优质低伤害低成本是其发展方向。 1 CO2压裂现状及发展利用CO2压裂，国外已有三十多年的历史。六十年代初，CO2作为添加剂与冻胶压裂液混合助排；七十年代初，水基压裂液中CO2浓度达到50%，这类压裂液既可满足设计的裂缝长度，又可大大减少压裂液的用水量；八十年代，CO2浓度超过了50%，通过吸收地层热量，减少以CO2气体为分散相的泡沫，具备了泡沫压裂液的优良性能，减少了因液堵对地层相对渗透率的破坏，特别适用于水敏性地层；同时，美国和加拿大的一些公司已用100%的液态CO2压裂，每年几百口井以上，取得了很好的效果，其主要特点是对地层无损害，不留残液，排液快，经济效益好。 2 探究CO2压裂增产机理（1）在CO2压裂施工过程中，注入了大量的CO2，在地层温度下，CO2快速汽化，混溶于原油中，将大幅度降低原油粘度。另一方面，还增加了溶解气驱能量，达到助排的目的。液体从地层向井筒流动的基本规律：在地层条件都不变的情况下，原油的粘度若降低一半，原油的产量就可提高一倍。（2）饱和CO2的液体，PH值在3.2-3.7之间，相对来说是无腐蚀的，PH值是CO2能成为一种有效的油井强化增产介质，如当PH值降至4.5-5.0以下时，膨胀的粘土矿物可以被减少，能保持地层的渗透性，可能解除裂缝的堵塞。（3）由于CO2泡沫压裂液具有造缝面积大、所造的裂缝导流能力高等特点，将大大提高增油能力，效果显著。 3 室内研究 3.1 基液性能及泡沫液半衰期使用RV-20旋转粘度计在20℃、170 1/s剪切速率下，未形成泡沫之前的基液黏度见下表，PH值为7.0，形成泡沫之后，在25℃，0.1MPa下测得泡沫流体的半衰期为300分钟，具有良好的泡沫稳定性，PH值为4.0。 3.2 泡沫压裂液综合性能评价压裂液综合性能评价严格按照中国石油天然气股份公司颁布标准SY/T5107--2005 《水基压裂液性能评价方法》进行。结果见表1。

泡沫压裂

目录 1、泡沫压裂的基本概念 (3) 2、泡沫压裂的发展及应用 (3) 3、影响泡沫压裂的因素 (4) 3.1 选择合适的起泡剂 (4) 3.2 添加适当的稳定剂 (4) 3.3 提高液相的粘度 (4) 3.4 使气相与液相均匀混合 (4) 3.5 温度与起泡剂浓度 (4) 4、泡沫压裂液体系的性能评价 (5) 4.1 流变性能 (5) 4.2 滤失性 (5) 4.3 携砂性 (5) 5、泡沫压裂的特点 (6) 6、山西沁水盆地煤层气井设计思路 (6) 6.1 TS41-02井压裂施工设计（低密+co2） (7) 6.1.1 压裂液和支撑剂选择 (7)

6.1.2 施工参数及泵注程序 (7) 6.2 TS41-03井压裂施工设计 (9) 6.2.1 压裂液和支撑剂选择 (9) 6.2.2 施工参数及泵注程序 (10) 6.3 TS41-05井压裂施工设计 (11) 6.3.1 压裂液和支撑剂选择 (11) 6.3.2 施工参数及泵注程序 (12) 6.4 TS52-07井压裂施工设计 (14) 6.4.1 压裂液和支撑剂选择 (14) 6.4.2 施工参数及泵注程序 (14) 6.5 TS52-08井压裂施工设计 (16) 6.5.1 压裂液和支撑剂选择 (16) 6.5.2 施工参数及泵注程序 (17)

1、泡沫压裂的基本概念泡沫压裂是指在常规压裂液的基础上加入起泡剂，氮气或者二氧化碳气体，形成泡沫从而组成以气相为内相、液相为外相的低伤害压裂液体系的压裂过程。泡沫压裂液属于较为复杂的非牛顿液体，它的性质，流动行为和特征受到许多可变因素所控制。气体泡沫质量(在给定温度和压力下，气体体积占泡沫体积百分比)多为50%～70%，泡沫质量小于52%时为增能体系，一般用作常规压裂后的尾追液，以帮助压后残液的返排;气泡质量大于52%时，内相气泡颗粒小，稳定性好，半衰期(从泡沫中分离出一半液体所需要的时间)长，分布均匀，流动时气泡与气泡相互接触，相互干扰，使其黏度大，携砂能力强，可以用于压裂液。 2、泡沫压裂的发展及应用泡沫压裂液早在20世纪70年代就在美国率先得到应用，1982年以后就有了较大发展。泡沫压裂液研究大致可以分为四个阶段:70年代所用的第一代泡沫压裂液，主要由盐水、酸类、甲醇、原油、氮气和起泡剂配制而成，由于泡沫稳定性差并且寿命短，而且携砂浓度只有120～240 kg/m3，所有仅适用于浅井小规模施工；80年代所使用的第二代泡沫压裂液由盐水、起泡剂、聚合物(植物胶)、稳泡剂和氮气或二氧化碳组成，它的泡沫稳定性好并且半衰期长、黏度大，携砂浓度可达480～600 kg/m3，适用于各类油井压裂施工；90年代的第三代泡沫压裂液由盐水、起泡剂、聚合物、交联剂、氮气或二氧化碳组成，由于它是用交联冻胶体作为稳泡剂，所以气泡分散得更均匀、稳定性更强、粘度更大，携砂浓度大于600 kg/m3，因此适用于高温深井压裂施工；90年代后的第四代泡沫压裂液在组成上与第三代比较类似，但更强调内相气泡的分布和体积的控制，具有更好的抗温耐剪切性、半衰期更长、粘度更大、携砂能力更强的特性，携砂浓度可以达到1440kg/m3以上，加砂规模可达到150吨以上，能够满足大型加砂压裂施工的要求。我国对泡沫压裂液的研究与应用开始于20世纪80年代后期。在1988年辽河油田进行了氮气泡沫压裂液施工后，1997年吉林油田也引进二氧化碳泡沫压裂液设备进行了油层吞吐以及二氧化碳助排压裂的应用，由此拉开了我国泡沫压裂液研究及应用的序幕。1999年长庆靖安油田对陕28、陕11和陕156等油气井进行二氧化碳泡沫压裂液施工，获得油气无阻流量7.7×104m3/d、56.6×104m3/d和15.4×104m3/d，增产效果比较明显；2000年江苏油田对GX1、W2-3、SN20三口油井进行二氧化碳泡沫压裂液施工，GX1井和W2-3井自喷返排率高达78.78%和86.97%，而

浅析煤层气与常规天然气储层强化方式异同

浅析煤层气与常规天然气储层强化方式异同目前我国的煤层气资源相对十分丰富，完全可以与常规天然气相媲美，煤层气的用途很广泛，可以作为工业、发电等燃料。本文主要分析了煤层气与常规天然气的储层特点，根据其储层特点的异同，深入探究了煤层气与常规天然气储层强化方式的异同。标签：煤层气；常规天然气；储层特征；储层强化方式煤层气是近十几年来在国际上兴起的新兴能源，我国目前对于煤层气的开发十分重视，常规天然气的开发已经有了很成熟的科学技术，我国正在积极将开采常规天然气的完善的技术应用到开采煤层气的过程中，煤层气和常规天然气都是优质的能源，需要我们人类合理地开发利用。 1 煤层气与常规天然气储层的异同点煤层气是常在煤层中出现的吸附在煤粒上或者在煤之间游离的烃类气体，是随着煤出现的矿产资源，属于优质能源，被划分为非常规天然气。常规天然气是勘探人员通过勘测后发现的，由传统的常规油气开发出来的天然气，因此被称为常规天然气。 1.1 煤层气与常规天然气储层的相同点煤层气与常规天然气的气体主要成分大体相同，煤层气中甲烷的含量高达百分之九十五，而常规天然气的成分也以甲烷为主。它们的主要用途也是相同的，两种气体都是优质的能源和化工原料，供人类使用。 1.2 煤层气与常规天然气储层的不同点 1.2.1 成藏过程与富集机制不同煤层气的来源是煤层，其活动范围也在煤层，不依附于其他因素进行移动；常规天然气的来源是烃源岩，且大部分会通过其他因素转移到储集岩中。影响煤层气聚集的主要因素是水势，煤层气会随着水势流向产生向心流动机制，所以一般煤层气聚集的地方在地下水中，同时地下水上层存在着地层压力系统，对煤层气的储藏有很大的作用。 1.2.2 储集特征不同煤层气的储集形式是以分子团的状态吸附于煤的空隙内，所以其依附的煤层决定着煤层气储集的密度，常规天然气的储集形式主要是以游离的气体状态聚集在储层的间隙中，储层的间隙大小决定着常规天然气储集的密度。

国外低伤害压裂液体系研究进展

国外低伤害压裂液体系研究进展 2014-05-30能源情报文/胡忠前马喜平何川王红杜剑，中海石油研究中心西南石油大学深圳同德化工压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来已经历了巨大的演变。早期的增产处理是通过向汽油中添加形成足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,现场工程师开始采用胍胶及其衍生物基工作液,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液黏度的要求也比以前使用的线性凝胶所能提供的黏度要高。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性能,开始采用硼、锆、钛等无机和有机金属离子交联线性凝胶。上世纪80年代,泡沫压裂液因其对地层伤害小而受到广泛研究和应用。20世纪90年代,人们通过使用高效化学破胶剂和降低聚合物浓度的方法来减少胍胶对地层的伤害。选择何种压裂液时主要考虑的因素包括安全、易得,混配和使用方便,和地层的相容性,返排能力以及成本。按照组成不同,压裂液可分为:(1)油基或水基,(2)油水混合物组成的乳状液,(3)油基或水基泡沫(氮气或二氧化碳)体系。压裂工作流体已从20世纪50年代的油基体系,发展到20世纪90年代乃至目前仍广泛使用(超过90%)的水基体系。氮气和二氧化碳体系约占压裂施工总数的25%。表1列出了目前常见的压裂液体系,压裂液组成中,除了表中所列交联剂和胶凝剂外,还有杀菌剂、滤失添加剂、破胶剂、减阻剂、表面活性剂、起泡剂和黏土稳

定剂。据估计,压裂增产过程中,材料和泵注成本中组成比例为:泵注约占46%,支撑剂为25%,压裂化学剂为19%,酸液为10%。低伤害或零伤害压裂液体系给决策人员和现场工程师提供了一个在地层下和地面环境友好的选择,另外,技术的进步可以使化学剂成本不增加或增加很少。美国环境保护局发起的一项调查研究表明压裂施工对地下饮用水环境几乎没有危害或危害很小。 1 斯伦贝谢公司 1.1 清洁压裂液 1997年斯伦贝谢公司成功地将黏弹性表面活性剂应用于压裂液,这种压裂液是由EHAC、异丙醇、氯化钾和氯化铵组成。之后,黏弹性表面活性剂因其独特的清洁性能而得到广泛研究应用。这类压裂液与胍胶和羟乙基纤维素不同,它是由黏弹性表面活性剂和其它添加剂构成的,属于新一代压裂液,通常称之为“黏弹性表面活性剂”(VES)压裂液体系或“清洁压裂液”。这类压裂液施工和现场混配简单,不需要聚合物预水化工序,也不需要交联剂和破胶剂,遇地层流体转变成球状胶束或乳状液;另外,相对于聚合物体系而言,对地层伤害小或无伤害。为了解决黏弹性表面活性剂价格过高的问题,相应的黏弹性表面活性剂与疏水缔合聚合物的复合体系也被考虑用做压裂液和堵水。而向其中添加聚合物,也可以改善其抗温和抗压性能。为了提高黏弹性流体在高矿化度下的稳定性能。Schlumberger技术公司的Lungwitz,Bernhard等人开发了一种由盐(有机盐或无机盐或它们的复合物)、助表面活性剂和两性离子表面活性剂组成的复合体系。目前,黏弹性表面活性剂在油田上遇到的主要技术问题是抗温性和在高速剪切条件下,蠕虫状结构的快速恢复能力。 1.2 PrimeFRAC3压裂液体系该压裂液体系由于减少了聚合物的加量(聚合物加量减少了35%以上)从而减少了对地层和裂缝的伤害,油气层使用温度200～375υ,使用的黏土稳定剂为KCl, 在较少的聚合物加量的情况下就能达到guar和CMG所能达到的流体黏度。 1.3 FiberFRAC3压裂液技术 FiberFRAC3压裂液技术减弱了支撑剂输送中流体黏度所起的作用,它在压裂液中形成纤维素基网络,从而通过机械手段输送、悬浮和置放支撑剂。由于支撑剂的输送不再依赖压裂液黏度,因此可以调节压裂液的流变性质来优化裂缝尺寸。如果裂缝高度增长是关注的焦点,即使在高温下,也可以使用低黏度流体,同时满足支撑剂输送的要求。另外,由于减少了聚合物的加量,保留裂缝导流能力得到显著提高。实验室研究表明减少40%的聚合物加量可以使保留裂缝渗透率提高24%。 1.4 GreenSlurry3体系

压裂液调研报告

压裂液的研究进展调研报告压裂已经广泛应用于增产当中, 压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用。压裂液存在着破胶难，污染环境，污染储层，抗温抗盐性能差的问题。为此，在研究大量文献的基础上,回顾了压裂液技术的发展和现状,总结了适合不同地层条件的国内外压裂液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究结果表明，目前仍是以聚合物增黏剂为主的水基体系，并且研究出了抗高温清洁压裂液，微束聚合物压裂液，无聚合物压裂液以及新型原油基压裂液等等。水基压裂液残液五步处理法，在现场应用效果明显，残渣，破胶性能，相容性，水锁伤害是储层伤害的主要原因。压裂液将主要朝着地层伤害小，抗温抗盐，地层适应性强，环境友好的方向发展。压裂液的类型：水基压裂液、油基压裂液、酸基压裂液、泡沫压裂液。压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来经历了巨大的演变。早期的压裂液是向汽油中添加足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液的黏度提出了更高的要求,开始采用瓜胶及其衍生物基压裂液。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性,研究出了高温油基压裂液。最初使用的压裂液是炼制油和原油，由于最初担心压裂液和含有非酸性水液的油气储层接触，可能产生不利影响，后来实验已经证明，用适当的添加剂（粘土控制物质，表面活性剂等），使用水基液能处理大部分油气储层，在一个已知储层的压裂液处理中，最好是通过实验室地层岩心实验（或者一贯的现场结果）来确定水基压裂液的可用性。水基压裂液体系及技术包括：非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液技术、pac阳离子聚合物压裂液体系、有机硼交联水基压裂液技术、哈利伯顿微束聚合物压裂液体系、高黏度水基压裂液、无聚合物压裂液体系、低凝胶硼酸压裂液、无固相压裂液、无破胶剂压裂液技术压裂液。油基压裂液体系及技术：低渗、低压、水敏性油气藏储量占每年探明储量的1/3 而且有继续上升的趋势，有效合理地开发这部分油气藏对稳定增加油气产量意义重大。国内油基压裂液主要由原油、胶凝剂、交联剂、破胶剂等组成，其中胶凝剂是压裂液中关键组分，因为其结构中的烷基碳链分布与所选原油或柴油之间存在一定的对应关系，并且其性能直接影响到压裂液的质量。油基压裂液交联机理：柴油为非极性物质，无活泼官能团，化学惰性大难以形成交联结构，所用成胶剂是低分子量的表面活性剂，本身不增加黏度，但可以在油中形成胶束成胶剂扩散进入初交联剂液滴内时其中所含的酸性磷酸酯溶解在滴中并被中和引起铝酸根离子浓度减小，铝离子浓度增大，在适当条件下形成铝离子的八面向心配价体，初成胶剂中所含的磷酸酯通过该配价体与铝离子形成桥架网状结构产物，与初成胶剂中的烷基磷酸酯形成长链大分子，使油的黏度大幅度升高。酸基压裂液：用植物胶或纤维素稠化酸液得到稠化酸或非离子型聚丙烯酰胺在浓盐酸溶液中，与甲醛交链而得到酸冻胶。酸基压裂液适用于碳酸盐类油气层的酸压。针对低渗低压油层存在的压力系数低，渗透率低、污染严重、返排困难等现象，开发研制了ｈｃｔ－酸化压裂液，该酸化压裂液集酸化压裂于一体，且使挤入的液体产生热和气，形成多组分泡沫认为中速残液返排，减少对地层的伤害。以丙烯酰胺（am）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（amps）为共聚单体,采用一种复合多段低温引发体系来引发聚合,制得了一种酸液稠化用聚合物,将由此聚合物配制的稠化酸液与交联剂yq-2、破胶剂共同使用得到了一种耐高温的冻胶酸体系。用转子旋转法评价了聚合物种类及浓度、交联剂加量对成胶时间的影响;以体系粘度为指标,使用旋转粘度计评价了聚合物种类及浓度、交联剂加量对冻胶酸体系

压裂液的特点与适用范围

压裂液的特点与适用范围一、水基压裂液水基压裂液是以水作为分散介质（溶剂），再添加多种添加剂配制而成的一种压裂液。按稠化方式和稠化程度不同分为水基冻胶压裂液、线性胶压裂液和活性水压裂液。 1、水基压冻胶裂液主要由水、稠化剂、交联剂和破胶剂配制而成。特点：粘度高，可调性好，易于控制，造缝性能好，携砂能力强；摩阻低，滤失量小，耐温、耐剪切能力好，能在指定的时间内破胶排液，配制材料货源广。适用范围：除少数低压、油润湿，强水敏地层外，适用于大多数油气层和不同规模的压裂改造，可以完成高温、高压、深井、超深井、高砂比、大砂量等高难度压裂作业。 2、线性胶压裂液（稠化水压裂液）以稠化剂和表面活性剂配置而成的粘稠性水溶液。特点：粘度较低，携砂性能差，降滤失性能略好，有一定造缝能力。适用范围：主要用于压裂防砂、砾石充填、低温（小于60℃）、浅（小于1000）井的压裂改造；或用于低砂量、低砂比的煤层气或不携砂注水井压裂。 3、活性水压裂液加有表面活性剂的低粘水溶液。

特点：粘度几乎为零，滤失量大，依靠大排量可以携带较少支撑剂。适用范围：适用于浅井低砂量、低砂比的小型解堵压裂和煤层气井压裂。二、油基压裂液以就地原油或柴油作为分散介质与各种添加剂配制而成的压裂液称为油基压裂液。稠化剂：磷酸酯交联剂：铝酸盐特点：粘度较高、耐温性能较好、携砂能力较强、对储集层伤害较小。缺点：价格昂贵、施工困难、易燃。三、泡沫压裂液泡沫压裂液是指在水力压裂过程中，以水、线性胶、水基冻胶、酸液、醇或油作为分散介质，以气体作为作为分散相（不连续相），与各种添加剂配制而成的压裂液。按分散相类型不同，泡沫压裂液体系可以分为氮气泡沫压裂液、二氧化碳泡沫压裂液和空气泡沫压裂液。优点：粘度高，携砂和悬砂性能好，摩阻损失小、滤失量小，液体效率高、在相同液量下裂缝穿透深度大；含水量小，密度低，气体膨胀能力强，易于压后返排，对油层污染小。缺点：温度稳定性差，使用范围受到限制，由于井筒气—液

煤层气专业论文

晋城职业技术学院矿业工程系毕业设计煤层气的钻井系别矿业工程系指导老师梁逸群学生姓名王珂专业班级12煤1班答辩时间成绩

晋城职业技术学院矿业工程系学生毕业论文摘要煤层气又称煤层甲烷或煤矿瓦斯，是一种以吸附状态赋存于每层中的非常规天然气，甲烷含量大于90%，凭借良好的环保效益、经济效益和社会效益，是天然气最现实的接替能源。因此，煤层气的勘探开发已在国际上引起广泛关注。我国煤层气资源储备十分丰富，但目前我国煤层气的勘探开发尚处于起步阶段。通过多年的攻关研究和实验，我国煤层气开采企业已经形成并掌握了一整套适合煤层气的钻井工艺技术。本文就国内外煤层气勘探与开发的现状，系统地分析了目前我国用于煤层气开发的钻井设备与钻井技术，介绍了部分钻井工艺。关键词：：煤层气，钻井，钻井技术，完井技术。

晋城职业技术学院矿业工程系学生毕业论文目录 1.世界煤层气资源分布 (1) 2.国外煤层气开发利用现状及技术理论 (1) 2.1国外煤层气开发利用现状 (1) 2.1.1美国 (1) 2.1.2加拿大 (2) 2.1.3澳大利亚 (2) 2.1.4俄罗斯 (3) 2.2国外煤层气勘探开发、利用的理论与技术 (4) 2.2.1勘探开发理论 (4) 2.2.2煤层气开发技术 (5) 3.国内煤层气开发利用现状及主要技术分类 (6) 3.1国内煤层气资源分布情况 (6) 3.2国内煤层气开发利用现状 (7) 4.煤层气钻井完井技术浅谈 (8) 4.1煤层气井钻井完井的特殊性 (8) 4.2煤层气井钻井技术 (9) 4.2.1煤层造穴技术 (9) 4.2.2井眼轨迹控制技术 (10) 4.2.3水平井与洞穴井连通技术 (11) 4.2.4多分支水平井技术 (11) 4.2.5充气欠平衡钻井技术 (11) 4.2.6煤层绳索取心技术 (12) 4.2.7煤层气防塌技术 (12) 4.2.8煤储层保护技术 (12) 4.3煤层气井完井技术 (13) 4.3.1煤层气固井储层保护技术 (13) 4.3.2防腐蚀固井技术 (14) 结论 (15) 参考文献 (16)

稠油氮气泡沫调驱效果分析——【油气田开发技术新进展】

稠油氮气泡沫调驱效果分析 1. 稠油基本概况（1）稠油及分类标准①稠油：在油层条件下，粘度（不脱气）大于50mPa?s的原油或脱气粘度大于100mPa?s 的原油。常称的重油（Heavy Oil），沥青砂（Tar Sand，Bitumen）都属于稠油范围。②分类 2. 稠油热采开发方式原油粘度（mPa?s）：50~100：水驱。100~500：水驱、非混相、泡沫。500~10000：蒸汽吞吐（蒸汽驱、火烧油层）。10000~100000：SAGD。 3. 国内稠油生产发展趋势（1）资源动用：扩大特稠油/超稠油储量的动用程度(2）提高稠油采收率蒸汽吞吐转蒸汽驱方式，且呈现热力复合（化学驱、气体、溶剂等）驱替方式。热力采油和蒸汽吞吐是稠油开采的主要途径。稠油油藏历经注蒸汽开采后的特征：（1）剩余油的流动性越来越差——稠油流体的非均相特征；（2）储层强非均质出现汽窜（负效应）——热连通逐渐加强汽窜造成热效率低，油气比低；（3）油层热效率越来越低——油层回采水率越来越低，后续注热效率低，加热范围小。薄油层的加热效率较低，直井开采效率低。 4. 稠油注蒸汽窜流状况：蒸汽吞吐和蒸汽驱均有汽窜现象。解决蒸汽吞吐汽窜方法：组合吞吐、调剖、改变受干扰井的工作制度或关井。当蒸汽吞吐转蒸汽驱后，一旦出现汽窜，只能依靠调流和调驱方式。汽窜程度、井底结构及稠油开发阶段的差异都将影响注蒸汽井调剖方法的选择。稠油油藏提采技术：（1）热力采油改善开发效果方法；（2）热力复合驱替技术；（3）复杂结构井型热力采油技术。一、氮气泡沫辅助蒸汽驱调驱机理与适应性：泡沫驱机理（1）泡沫体系调剖→提高波及效率（2）表活剂洗油→提高洗油效率。泡沫发泡方式：（1）地面起泡方式（相对较 1

潞安屯留区块煤层气酸化泡沫压裂技术研究_王黎(实例)

潞安屯留区块煤层气酸化泡沫压裂技术研究王黎，陈波，李伟慧（中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳476100）摘要：针对潞安屯留区块煤层储层改造存在的问题，通过对本区块煤层特征进行分析研究，对压裂液及支撑剂进行优选、对压裂设计进行优化，并采取加入预前置酸和氮气泡沫压裂的措施，从而解决了煤层压裂施工中存在的渗流通道堵塞、压裂液难返排、压裂效果不理想的一些问题，在保证了煤层压裂施工成功的同时也提高了煤层气的产量，不仅为本区煤层气开发提供帮助，更对全国的同类煤层储层的改造开发具有借鉴意义。关键词：煤层；预前置酸；氮气泡沫压裂doi:10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.010中图分类号：TE357.2 文献标识码：A 文章编号：1673-5285（2015）04-0033-04 *收稿日期：2015－03-05 山西潞安屯留区块山西组3#煤层，本区裂隙较为发育，煤层气资源丰富，但煤层压力低、渗透率低、临储比低、机械强度低、储层温度低、吸附能力强，显微裂隙发育程度比同煤级好、扩散系数比同煤级大，为典型的过渡孔为主低渗低压储藏。因此，追求高煤层气产量有着相当大的难度。在压裂施工中，因煤层相对砂岩储层杨氏模量较低、泊松比较高、裂隙发育、大量煤粉、煤屑的存在加之地层污染和套管限压的因素，给压裂施工造成一定的困难。为此，针对本区块煤层特征进行分析研究，通过加入预前置酸，溶解了充填物，沟通了渗流通道，降低了施工压力。同时泡沫还具有很好的降滤失作用，可减少入井液量，返排快，伤害低，携砂浓度高，导流能力高，为以后煤层气的研究开发提供了有力的技术支持。 1压裂液优选与评价 1.1各压裂液体系对煤岩的伤害对比压裂液性能的好坏直接关系到压裂施工的成败及压后增产效果，压裂液性能不好,容易造成脱砂，形成“砂丘”，导致压裂施工失败。若进入煤层的压裂液与煤层的主体不配伍，对煤层造成伤害，势必减少煤层气的产量。因此，必须对煤层压裂液进行研究和评价，尤其是评价各压裂液体系对煤层的伤害程度与其携砂性能，并最终优选出适合本区煤层压裂改造的压裂液体系。通过试验得出各压裂液体系对煤岩的伤害结果汇总表（见表1 ）。表1各液体体系对煤岩的伤害结果对比表由表1可知：胍胶压裂液和清洁压裂液对煤岩的伤害率很大，不能作为本区煤层压裂改造的压裂液，氮气泡沫压裂液和活性水压裂液对煤岩的伤害率较小，可选用其作为本区煤层压裂改造的压裂液，故从伤害率上看，可以选用氮气泡沫压裂液和活性水压裂液。1.2各压裂液体系携砂性能对比活性水压裂液和氮气泡沫压裂液对石英砂的携砂性能在实验室进行了试验测定，具体情况（见表2 ）。对不同粒径的支撑剂在28℃活性水压裂液和泡沫压裂液中的沉降实验表明，在活性水中的沉降速度远大于在泡沫压裂液中的沉降速度，且在泡沫压裂液中的沉降速度均小于0.5cm/s ，说明泡沫压裂液对支撑剂具有良好的悬浮作用和携带能力，可将支撑剂带至裂缝远端，提高了有效支撑缝长度，同时使裂缝铺砂剖液体类型活性水压裂液氮气泡沫压裂液清洁压裂液胍胶压裂液对煤岩的伤害率 3.2% 8% 26% 81% 石油化工应用 PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION 第34卷第4期2015年4月 Vol.34No.4Apr.2015

煤层气高能气体压裂技术简介

煤层气高能气体压裂技术简介目录 1．前言 (1) 2．煤层气高能气体压裂原理 (2) 3．煤层气多级脉冲加载压裂技术 .................................... 1..0 4．工艺设计研究. (11) 5. 现场试验...................................................... 1..2. 6．技术服务费（基本费用） ........................................ 1..3

/ 、八 1．前言我国是世界上煤炭生产和消费大国 ,煤层气资源储量非常丰富。但煤气层为低渗透率、低压力、低含水饱和度，富含煤层气的煤田大都具有构造复杂、煤体破坏严重、软煤发育、高塑性和煤层渗透率极低等特点，开发难度较大。目前提高煤层渗透率主要有洞穴法和水力压裂法，主要包括：垂直井套管射孔完井、清水加砂压裂、活性水加砂压裂、洞穴完井等工艺；应用空气钻井,氮气泡沫压裂 ,清洁压裂液、胶加砂压裂 ,注入二氧化碳，以及欠平衡钻井、欠平衡水平钻井和多分支水平井钻井完井技术等技术[1-5]，以提高煤层气井产量和采收率，积累了很多经验。但从煤层气改造看，至目前还缺少适合我国煤层气有效开发的较成熟的技术。针对煤气层的地质特点及开发现状，在分析了高能气体压裂技术研究的基础上，提出并开展了煤层气多级脉冲加载压裂开发技术的试验研究与应用。高能气体压裂技术是利用固态、液态火药或推进剂在油层目的层快速燃烧产生的大量高温高压气体，对地层脉冲加载压裂，使地层产生并形成多裂缝体系，同时产生较强的脉冲震荡作用地层基质，综合改善和提高地层渗透导流能力，扩大有效采油（气）范围，以达到提高产量的目的。其特点是 :能在地层产生不受地应力约束的多裂缝体系，有利于沟通天然裂缝，扩大泄流面积，同时产生较强的脉冲震荡传播作用有利于改变地层岩性基质微错动变化，沟通基质通道，延伸地层深处，提高了地层渗透性，提高了油气井产量。目前主要应用油层改造，而且对地层无污染，有利于储层保护。与常规水力加砂压裂相比，高能气体压裂能够减小对煤储层造成水敏性污染，而且裂缝的延伸方向不受地应力控制、可形成多裂缝体系，成本也低，不伤害煤层。因此，此项研究对探索适合我国煤层气有效开发的新技术具有重要的现实意义和应用前景。高能气体压裂技术目前在油田上已经得到了较广泛的推广应用，产生了明显的经

氮气泡沫调驱技术研究与实践

doi:10 3969/j issn 1006 6896 2010 07 011 氮气泡沫调驱技术研究与实践由艳群大庆油田采油工程研究院摘要:针对大庆油田老区注入水无效循环问题,开展了氮气泡沫调驱技术研究。首先进行氮气泡沫层内封堵机理研究,针对不同渗透率储层,筛选了3套配方体系,讨论了影响氮气泡沫质量的因素;并利用H QY -3型多功能物理模拟装置测定了氮气泡沫调剖的各参数。非均质岩心实验表明,氮气泡沫驱能提高油田采收率,在改善大庆油田聚驱后油藏的开发效果方面效果明显。关键词:泡沫;控制水窜;稳定性;阻力因子大庆油田老区已进入到特高含水期开采阶段, 注入水窜流严重。依靠化学深、浅调剖改善注水井吸水剖面,提高采收率的效果逐年变差。为控制产水,降低含水上升速度,提高油井产油量,开展了注泡沫控制水窜技术研究[1-2]。泡沫不仅具有显著的选择性封堵的特点,而且具有明显的提高驱油效率的作用,能明显控制水窜。 1 泡沫剂体系及封堵机理氮气泡沫驱替液主要由发泡剂、稳泡剂和水组成,本文研制了3种氮气泡沫驱替液。从表1中可以看出,氮气泡沫驱替液的表界面张力要比纯水低得多,这主要是因为氮气泡沫驱替液含有大量的表面活性剂分子[3]。根据Gibbs原理,系统总是趋向较低表面能的状态,低表面张力可使泡沫系统能量降低,有利于泡沫的稳定。表1 泡沫驱替液的组成和性质名称发泡剂浓度/ % 稳泡剂浓度/ m g L-1 发泡体积/ mL 半衰期/ h 表面张力/ m N m-1 界面张力/ mN m-1 SW-10 33048028 625 30 27 SW-20 370047551 725 60 30 SW-30 5150047515925 70 32 泡沫剂注入地层后,在氮气驱替作用下形成泡沫,该泡沫体系能有效封堵高渗透层,迫使后续液体转向含油饱和度高的部位驱替原油,从而提高波及系数[4]。泡沫剂是一种表面活性剂,能降低油水界面张力,提高驱油效率;在含油饱和度高的油层部位,泡沫剂易溶于油,不起泡,也不堵塞孔隙孔道,能提高洗油效率。 2 物理模拟实验评价泡沫在岩心中的封堵能力实验装置采用一维单管模型,实验时单管模型水平置于恒温箱内,单管模型长30cm,直径2 5cm。 (1)最佳气液比优选。气液比对氮气泡沫的质量影响明显,从气液比对封堵性能影响实验表明, 3种泡沫剂体系的最佳气液比都在11~21之间(见表2)。表2 不同体系的最佳气液比优选气液比阻力因子 WT-1W T-2W T-3 实验条件1266 672 2109 6 11100 0123 4154 8 32100 8128 6151 3 2199 6123 2146 4 3172 886 189 6 T=45! P=1 0M Pa K=1 05 m2 V=4m L/min (2)注入方式确定。氮气泡沫调剖的注入方式有两种,一是气和泡沫剂交替注入,二是气和泡沫剂同时注入。室内实验表明,气液混注效果明显好于气液交替注入,在气液交替注入中,交替的频率越高,交替段塞越小,阻力因子越大,泡沫封堵效果越好(见表3)。表3 注入方式筛选实验注入方式基础压差/ M Pa 工作压差/ M Pa 阻力因子实验条件气、液混注0 066 42107 气、液交替注入 0 5PV液1PV气0 064 7579 16 1PV液2PV气 0 064 2270 33 气液比21,加 1M Pa回压,注入速度2mL/min (3)注入速度确定。从不同注入速度产生的阻力因子看,在低注入速度下,随注入速度的增加,泡沫产生的阻力因子增大(见表4)。在现场应用时,为扩大油层纵向波及体积,应在低于地层破裂压力下,尽量提高注入速度。表4 氮气泡沫调剖注入速度对封堵效果的影响注入速度/ mL min-1 基础压差/ M Pa 工作压差/ M Pa 阻力因子实验条件 0 50 02251 54668 7 1 00 026 2 2787 3 1 50 0295 2 90898 6 3 00 0403 9498 5 4 00 0424 18299 6 浓度:0 5% T=45! P=1 0M Pa 气液比=11 K=1 02 m2 21 油气田地面工程第29卷第7期(2010 7)

国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展

国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展发布时间：2019-07-30 11:11 来源：特种油气藏摘要：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，即利用减阻... 致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂，即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来的一种新的压裂液体系。在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。近年来，页岩气能源的开采在中国受到越来越高的重视。作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国具有广阔的应用前景。一、减阻水压裂液发展历程减阻水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂等添加剂的一种压裂液，又叫做滑溜水压裂液。减阻水最早在1950 年被引进用于油气藏压裂中，但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的一二十年间，由于非常规油气藏的开采得到快速发展，减阻水再次被应用到压裂中并得到发展。1997 年，Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在Barnett 页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果，此后，减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用，到2019 年减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上(表1) 。表1 2019年美国油气田各类压裂液用量所占百分比早期的减阻水中不含支撑剂，产生的裂缝导流能力较差，后来的现场应用及实验表明，添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果，支撑剂能够让裂缝在压裂液返排后仍保持开启状态。目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水和支撑剂为主，总含量可达99%以上，其他添加剂(主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2) 。表2 减阻水压裂液中的主要添加剂二、减阻水压裂液技术研究进展 1、新型减阻水压裂液体系