长庆油气田连续混配压裂液
压裂液
冻胶，压裂液的起始粘度高，泵送摩阻大，粘度损失也较
大。 • 有机硼、有机钛及有机锆交联剂，具有明显的缓交联 特征，有利于压裂液粘度时效性控制，获得较高的裂缝粘 度，提高压裂处理效果。
• 热稳定性与剪切稳定性：
•
•
由于不同类的交联剂的交联反应速度不同，而反映出
的压裂液体系的抗温和抗剪切能力不同。 有机硼、有机钛及有机锆交联剂，具有明显的缓交联
1、水力压裂的作用
• （1）压裂能改造低渗透储层的物理结构，变径向流 动为线性流动，降低流动阻力，增大渗滤面积，达 到油气井增产、水井增注的目的； • （2）减缓层间矛盾，改善中低渗透层的开采状况； • （3）解除近井地带的堵塞； • （4）对储层物性差，自然产能低，不具备工业开采 价值的探井和评价井进行压裂改造，扩大渗油面积 或对油气井作出实际评价。
• 破胶剂使用浓度的影响： • 一般而言，破胶剂使用的浓度越高，破胶越彻底，破 胶时间越短，对地层损害越小。但同时也会造成压裂液粘
度的提前损失，影响压裂液的造缝能力。如果不采取任何
措施，过分的增加破胶剂浓度，不然会引起压裂液粘度的 大幅下降，甚至提前脱砂，导致施工失败。
3、4压裂液对导流能力的影响
、锆等金属螯合物交联压裂液对支撑裂缝导流能力有严重
的伤害，清洁返排能力远低于硼交联压裂液。 • 交联剂用于压裂液时不应仅考察交联和耐温程度，注 重保护油藏、按温度和油藏条件选用适应的交联剂成为必 须遵守的原则。
3、破胶剂 把高粘度压裂液留在裂缝中将降低支撑剂充填层 对油和气的渗透性，从而影响了压裂作业的效果。因 此压裂施工结束后，为了让施工液体能尽快的从井下
特征，使得体系初始粘度不高，而经过高温和连续剪切后
，平衡粘度明显高于无机硼（硼砂体系）。 • 一般而言，硼砂交联羟丙基瓜胶体系可用于80℃以 下的地层，而有机硼、有机钛及有机锆交联的羟丙基瓜胶 体系可抗160℃。
油气田开发中酸化压裂技术的应用分析
235随着经济和社会的快速发展，油气开采量已经不能满足日益增长的社会需要，如何提高油气田的开发效率已经成为众多工业企业重点研究的课题。
近年来，在工业企业对油气田不断地探索中，酸化压裂技术逐渐斩露头角，因其操作性强且能够提高油气开发的质量，酸化压裂成为油气田开发不可忽视的重要技术。
随着工业企业技术的不断发展，我国油田开发技术水平有了显著的提升，酸化压裂技术受到了广泛地关注和研究。
1 酸化压裂技术概述酸化压裂技术是将压裂技术和酸化技术有机地结合起来，既能充分发挥两者的优点，又能更好地适应于油藏的改造，从而达到缓解钻井、完井工程对地层的破坏，从而到达提升油气产量的目的。
根据不同的使用技术，可以将其分为酸压、酸化、酸洗三类。
按溶液的不同可分为普通酸化、普通酸化、混合酸酸化。
具体来说，酸化压裂技术是在土体破碎时，注入适量的预酸，以溶解坚硬的岩层或块状物，提高土壤的渗透性。
待反应完成后，地表的物质会迅速溶解，形成气体，并在化学反应的作用下，不断地扩散范围，土层的缝隙、孔壁也会不断膨胀，酸液的流动会变得更加明显，这样就能增加油气田的产量，增加经济收入。
在微观上，采用酸化压裂技术可以减少由于复杂的地质条件而造成的油田生产过程中出现的油气流动困难，减少了油田开发中的风险，增加了企业经济效益；在宏观上，可以保证开发单位利用油气资源的效率，从而在行业范围内获得巨大的竞争优势，产生重大的经济效益。
2 酸化压裂技术在油气田开发中的应用2.1 前置液酸化压裂预处理液酸化压裂，是将预处理液预先注入到裂隙中，这种预处理液一般都是黏性的，不会与酸性液体产生反应，这样就可以保证酸液进入到裂隙中，从而有效的溶解裂隙。
在采用前置液酸化压裂时，必须充分考虑储层的温度，若储层温度过高，则会加速酸液与矿物的反应，最终影响到裂缝的长度，使裂缝的长度与预期不符。
所以，要将酸性液体注入到一定温度的储油层里面，就必须要提前往里面添加对应的催化剂，这样会减缓酸性溶液和矿物之间的反应，最后造成符合要求的裂缝。
CSGT-240B 压裂液混配车
混合罐(有效容积): 6.0立方（不锈钢）(相对密封) 水合罐(有效容积)：6.5立方（不锈钢）(相对密封) 储 粉 罐 : 2.5立方（不锈钢） 液 添 泵 : 3个柱塞泵[10L-40L/M；20L-100L/M， 40-400L/M] 整车外型尺寸：整车宽(mm)≤2500 整车长(mm) ：≤11900 整车高(mm) ：≤4000（严格控制高度） 自动控制系统:自动时设备能够根据设定的指令自动将水 和一定比例胍胶、添加剂配制成一定数量的压裂液, 可 以根据施工的需要，随时对已经设定的参数进行修改， 自动控制系统可以根据修改后的参数自动运行，还可以 根据混砂车的瞬时变化实时改变混配流量,留一个RS-232 通讯接口以便与计算机通讯;
高能恒压混合器工作原理图
专利号：ZL022296 95.6
高能恒压混合器的喷嘴像一个活塞,可以左右移动。 喷嘴向右移动时,流量减小;喷嘴向左移动时,流量增大。 工作过程中,清水压力与混合器控制压力须大小相等。 混合器的控制压力为恒定值（由外界提供），因此无 论喷嘴处于那个位置，清水压力恒定，连续均匀吸入 的粉料被瞬间溶于高压混合清水中,混配能量高,有效 解决了 “水包粉”的难题。
4.粉料输送计量系统
粉料计量系统主要由储粉罐、粉料平台、螺旋喂料机、过 渡斗、减振器、粉料破拱装置、电子称等组成。 储粉罐容积：2.5立方, 粉罐轴向及径向固定合理且牢固可 靠（符合长庆的路况条件）。储粉罐具有防雨，粉料防拱 装置。吸粉的小料斗的上部设有挡雨板，同时小料斗配有 移动式的斗盖（雨天将斗盖盖在小料斗上防止雨水进入小 料斗）。小料斗至喷射器段的管线合理固定。 储粉罐的锥部装有1-2个空气锤,用于破拱,保持下粉畅通。 螺旋喂料机输送能力：4-42升/分的胍胶, 螺旋喂料机由液 压马达驱动，具有防水功能；
可回收压裂液技术及在苏里格气田的应用
提 高 稠 化 剂 溶 胀 速 率 ，减 少 压 裂 液 添 加 剂 种 类 ，降 低 添 加 剂 的相 互 影 响 ，可 实 现 压 裂 液 在 线 连 续 混 配 。
另 外 ，压 裂 液 技 术 与 压 裂 工 艺 密 切 结 合 ，提 高 改 造 效 果 。如减 阻 水携 带 耐 高 温 纤 维 ，代 替 超 高 温 压 裂 液 进行 应 用 。通 过 大 排 量 和纤 维 暂 堵 弥 补 液 体 高 滤 失 特 点 ，实 现 高效 造 缝 ；利 用 纤 维 强 悬 浮 性 能 实现 压 裂 液 高 携 砂 功 能Ｌ１ 。
１压 裂液 技术 发展 趋势及 方 向
１．１ 压 裂 液 体 系 自主 多 元化 发 展 ，实 现 低成 本 开 发 压 裂 液 稠 化 剂 单 一 ，主 要 为 瓜 尔 胶 ，打 破 稠
化剂 依赖进 口的局 面 ，研发低成本 、低伤害压裂 液稠 化剂 ，同时 ，提高压裂液携砂性能 ，降低稠 化剂 的浓度 ，从而降低压裂液 成本 Ｊ。 １．２ 提 高 压 裂液 对 水 质 的适 应性 ，保 障 规模 化 应 用
为 了提高试气 、压裂施工作业效率 ，降低施 工 成 本 ，节 约用 水 ，缓 解 环 保 压 力 ，近 几 年 国 内 油 田逐 步探 索工 厂 化 作 业 ，取 得 了显 著 的成 果 ， 提高 了施工效率 ，降低了作业成本【ｌ １１］。
提 高 压 裂 液 对 高 矿 化 度 水 的 适 应 性 ，实 现 就
长庆油田轻质油藏多级压裂增产措施
长庆油田轻质油藏多级压裂增产措施摘要:长庆油田属于砂岩沉积，储层渗透率范围是0.05-0.3mD。
由于储层致密，所以对油区内的井要进行压裂增产措施从而提高产量达到商业开采价值。
一般常见的就是通过注水井注入来进行压裂增产措施。
由于受技术限制，区域内的复合产层一般使用间歇性单一注入或者单级注入增产措施。
然而，由于区域内技术发展，贫油区也能高效产油。
压裂增产措施效果说明有些时候这类增产技术并不适用于某些轻质油藏。
因此，针对以上这种情况，为了使致密油藏能够获取更好的经济效益，提出了一种新型的多级压裂技术。
运用这种技术，两或三个产层就能够进行间隙交替生产，先进行第一个产层的射孔工作，然后进行二元产层压裂施工：使得产层不会发生孤立生产的情况。
这种方案具有双重性：a）运用第一次注入情况中裂缝周围压力增长来对后续的非增产期进行区分，b）使用支撑剂储存技术能够使得二次泵入的成缝过程中，一次泵入到裂缝底部支撑剂的沉积量达到最小值。
三个月平均压裂产能数据说明与单一施工方案相比，双级施工方案更适用于一些油藏。
这项技术的关键是要具有后补挑选方案，以及油藏情况：多产层，低渗透率，网间低压力，不同产层间的压力差。
运用放射性示踪剂测井以及微地震裂缝试图技术来评价裂缝高度发育情况。
本篇文章包括一个裂缝产能评价的实例。
运用油藏数据，裂缝模拟和裂缝产能数据等说明一些轻质油藏的压裂施工技术运用实例。
油藏概况长庆油藏由很多个体小油块组成，分布在鄂尔多斯盆地中。
如图1所示，鄂尔多斯盆地位于中国北部。
产油层一般深度为500至2200米。
文中提及的长庆油田实例运用的是双级压裂增产措施，图中分别标注为油藏S和油藏Y。
油藏S和油藏Y分别为图2和图3所示。
两个油藏均为砂岩储层并具有相近的储层特性。
图4为油藏典型测井曲线。
产层在两个油藏中位于相同部位。
两个油藏中的产层是由很多个小产层组成的。
基于井所在位置的影响，小产层深度一般为1900至2000米，其间网状径直距离为50米，总距离为75米。
高速通道压裂技术在长庆油田中的应用
高速通道压裂技术在长庆油田中的应用摘要：高速通道技术在裂缝中以纤维伴注、脉冲式加砂的作业模式，改变常规技术压裂后裂缝内支撑剂的铺置形态，形成因纤维固砂性能良好而产生一个个作用相当于桥墩的稳定砂团，并且通过脉冲式加砂模式形成砂团与砂团之间没有支撑剂的流动通道网络，从而形成具备卓越导流能力的流体高速通道，继而提高单井产量。
关键词：纤维伴注脉冲式加砂高速通道增产一、前言斯伦贝谢公司采用了一种称为“高速通道”压裂（HiWAY）的新工艺，在南美、中东等多个地区已应用超过6000 井次。
据统计，增产效果较常规压裂至少提高15%，且施工极少发生砂堵。
该技术与常规压裂的区别是改变缝内支撑剂的铺置形态，把常规均匀铺置变为非均匀的分散铺置。
支撑剂以“支柱”形式非均匀地铺置在压裂人工裂缝内，支柱与支柱之间形成畅通的“通道”众多“通道”相互连通形成网络，从而实现大裂缝内包含众多小裂缝的形态，极大地提高了油气渗流能力，所以被形象地称为“高速通道”压裂工艺。
此技术压裂施工采用大排量、高液量、纤维伴注、脉冲式加砂的作业模式，提高裂缝的导流能力，从而提高单井产量。
二、HiWAY技术简介1.HiWAY技术原理自水力压裂技术问世以来，常规的做法是用支撑剂完全填充水力裂缝，以建立连续的支撑剂充填层。
为了验证不连续支撑剂充填层可能带来的导流能力理论改善效果。
国外工程师采用API标准试验方法，把支撑剂置入裂缝模拟系统中，通过模拟系统施加相当于上覆压力的闭合应力，并测量了以不同流速泵入单相流体穿过充填层所需的力。
然后根据达西定律和纳维-斯托克斯方程计算支撑剂充填层的渗透率。
计算出的不连续充填层的渗透率和理论模型预测值一致，比连续充填层的渗透率高1.5-2.5个数量级。
例如裂缝中通道宽度为1mm（人工裂缝宽度3～5mm），其有效渗透率约为8.3×104μm2，而20/40目支撑剂形成的充填裂缝在27～35MPa 的闭合应力下，其渗透率为400～500μm2。
压裂液连续混配装置现状及发展
压 裂 液 是 压 裂 施 工 的 主 要 工 作 介 质 ， 其 作 用 是 传 递 压 力 、形 成地 层 裂 缝 和 携 带 支 撑 剂 进 入 裂 缝 。压 裂 液 的使 用 主 要 包 括 基 液 配 制 和施 工 中 向作 业 井 注 入 交联 冻胶 压 裂 液 ， 自上 世 纪 ７０年 代 以来 ，我 国水 基 压 裂 液配 制 工 艺 和 技 术 从 粗 放 配 液 期 、射 流 配 液 期 不 断 发展 到现 在 的智 能 配 液 模 式 。
水 力 压 裂 是 油 气 井 增 产 的 一 项 重 要 技 术 措 施 ， 自 １９４７年美 国首 次 进 行 水 力 压裂 以来 ，压 裂 相 关 配 套 装 备 及 工 艺 技 术 取得 了长 足 的发 展 。近 年 来 ， 以页 岩 气 开 发 为代 表 的大 规 模 压 裂 ，使 得 压 裂 液 的配 制 方 式 由 固定 站 配 液 模 式 转 变 为 移 动 式 现 场 配 液 模 式 ， 以解 决原 有 配 液 模 式 下 配 液 时 间长 、液 体 易腐败 和余 液浪 费等 问题 。
第 ５期
Байду номын сангаас
．１５一
压 裂液 连 续 混配 装 置现 状 及 发 展
彭平生 ，荀永军 ，王云海
（中石化石 油机械股份有 限公司第 四机械厂 ，湖北 荆州 ４３４０２４）
［摘 要］压 裂液配液技术的发展使得压裂液的配制方式 已由固定站配液模 式向移动式现场配液模 式转变。本 文在介绍现有 国内外压 裂液混配装置基本情况 的基础上 ，通 过混配原 理 、设备组成及 功率消耗等方面 的对 比，指 出 了压 裂液连续混配装 置 的发展趋势 ，探讨 了水粉混合方式的改变对设 备能力影响的程度 。 ［关键词］压裂液；连续混配；页岩 气压 裂；现状 ；发展
长庆油田冬季压裂施工可行性探讨
2019年03月长庆油田冬季压裂施工可行性探讨李援（川庆钻探工程有限公司长庆指挥部，陕西西安710018）摘要：为了打破长庆地区气候条件对油田生产组织的限制，改变以往生产组织不均衡的局面，为油田勘探开发、增储上产提供有力支持，本文对长庆地区冬季压裂施工进行了分析和探讨，希望能为长庆区域冬季压裂施工提供参考与帮助。
关键词：冬季；压裂；生产组织；探讨1长庆油田冬季施工的重要意义1.1保障油田建设强化主力军责任担当，增强服务意识，为油田完成勘探开发增储上产提供有力支持。
1.2均衡生产组织打破气候条件对生产组织的限制，改变以往全年工作量不均衡局面，增强企业发展活力和动力。
1.3发挥设备能效冬季施工可实现常态化，提高设备效能，设备检修化整为零，有利于设备长久使用。
1.4提高市场占有率紧扣油田发展的需要，积极探索冬季作业模式，用精心服务赢得市场。
2冬季压裂施工保温及保障措施冬季压裂施工主要是做好水体保温及流程防冻。
2.1水体保温主要包括：清水、压裂液和返排液。
清水和返排液采用保温棚进行保温：根据施工规模，在1000-2000m3软体罐搭建钢结构大棚，棚顶使用吸热材料，四周使用保温材料，采用加热方式对蓄水池进行循环水加热，保证清水水温在10度以上，返排液水温高于0度。
压裂液采用保温罐进行保温：采用连续混配，边配边注，保温罐仅作为液体溶胀、缓冲罐使用，不进行加热。
2.2流程防冻主要包括：高压管线、低压管线、压裂井口和放喷管线。
高压管线、压裂井口和放喷管线防冻：采用电热带加热，橡塑保温棉防止散热的方式防冻。
低压管线防冻：施工中液体是流动的，不会结冰，施工结束后采用压缩空气吹扫将低压管线的液体排出。
2.3冬防保温设备、设施配套标准水平井、丛式井场保温配备标准：2000m3保温棚1套，50m3保温罐8-20具（根据施工液量增减），电热带、塑料保温棉各1条，200kw 发电机组1-2套（根据施工规模增减），2t 蒸汽锅炉1台。
连续混配技术在陇东油田的推广及应用
33科技资讯 S CI EN CE & T EC HNO LO GY I NF OR MA TI ON 工 程 技 术长庆油田陇东片油区下辖七县一区,范围大面积广,各地水质差异较大,一定程度上影响了压裂施工质量,为此研制出压裂液现场连续混配装置,做到现场配液现场应用,有效的提高了压裂施工质量,减少废液回收量,降低了成本,减少了能耗。
1 混配装置工作原理1.1车载结构压裂液现场混配装置的构成:底盘车、柴油机离心泵橇、吸入装置、压裂液混合罐、水合罐、低压管汇、管线阀门组、液罐等,具体包括高能恒压混合系统、粉体计量系统、液舔系统、液压系统、动力系统、混配系统、气路系统和自动控制系统。
1.2工作流程柴油机带动离心泵运转,打开液罐1液体(基液)经低压管汇1进入吸入装置,浓缩压裂液罐、化工药品罐内的化工原料通过吸入装置进入循环管线,再经离心泵注入液罐l进行循环。
当液罐1满足技术要求后关闭,再陆续打开液罐2、液罐3、液罐4、液罐5重复配置,直到配液完成。
然后调整流程阀门组使配置好的压裂液进入低压管汇2,进入混砂装置,通过泵车组注入井口内,进行压裂施工。
在整个配置过程中吸入装置是核心部件。
1.3胍胶粉吸入装置结构原理理论依据:伯努力方程(常量 p gz v 221）流体在水平的流管中做稳定流动时,流管中心的那一条流线在过截面A点的压强P A =ρgH a ,过截面C点的压强P C =ρgH C ;取通过那一条流线的水平面为高度参考面,从伯努力方程中可得:21ρν2a +ρgH a =ρν2C +ρgH c (1)由连续方程得: νa A a =νc A c (2)联合(1）式和(2）式可以推导出:ca P P =g 21ν2a12caA A (3)公式里:P a 为A截面处的压力;A a 为A截面处的截面积;P c 为C截面处的压力;A C 为C截面处的截面积;νa 为A截面处流体的流速;νc 为C截面处流体的流速;ρ为压裂液密度；g为重力加速度A处截面面积A a 大于C处截面面积Cc,即:A a >C c ,公式(3）左边ca P P >0,说明P a >P c ,公式右边不难看出,A c 越小,公式右边的值越大,P c 就越小,当P c 小到比当地大气压P a 还要小时,假使在C处的管壁凿一小洞,里面的液体并不会流出来,相反外面的空气反而会被大气压压到管子里去。
连续混配压裂液及连续混配工艺应用实践
连续混配压裂液及连续混配工艺应用实践
连续混配压裂液及连续混配工艺是一种高效、环保的压裂技术，
它有助于减少作业成本，并且能够提高对油田的开发效率。
连续混配
压裂液及连续混配工艺的应用，可以有效的提高压裂液的泵入问题，
使压裂液组份的流动性及稳定性得到更好的控制，同时还能够减少废
气和废料的排放，从而有效减少环境污染。
在压裂技术中，连续混配工艺能够更好的解决压裂液对设备的要求，使压裂液更加稳定，并且可以减少压裂液准备和废水处理所需要
的成本。
这种工艺有助于减少压裂液中的溶解气体，从而提高压裂效
率和改善压裂结果。
此外，连续混配压裂液及连续混配工艺的应用，还可以改善压裂
过程的操作安全性，从而有效降低事故发生的可能性，同时也可以提
高生产效率，从而为油田开发提供更好的支持。
因此，连续混配压裂液及连续混配工艺的应用，不仅有助于减少
压裂液的泵入问题，而且可以改善压裂过程的安全性，从而有效提高
压裂效率。
正是这种高效、环保的应用，使油田开发更加安全、高效、节省成本。
《2024年长庆水基压裂液伤害研究》范文
《长庆水基压裂液伤害研究》篇一一、引言随着油气田开发技术的不断进步，水基压裂液在油气开采中发挥着越来越重要的作用。
然而，长庆油田在采用水基压裂液进行油气开采过程中，出现了压裂液对储层造成的伤害问题。
这些问题不仅影响了油气的开采效率，还可能对储层造成长期的不良影响。
因此，对长庆水基压裂液伤害进行研究，对于提高油气开采效率和保护储层具有重要意义。
二、长庆水基压裂液伤害的现状长庆油田作为我国重要的油气产区之一，其采用的水基压裂液在开采过程中，由于种种原因，可能对储层造成伤害。
这些伤害主要表现在以下几个方面：1. 储层结构的破坏：水基压裂液在高压下进入储层，可能破坏储层的结构，导致储层物性变差。
2. 粘土膨胀与运移：水基压裂液中的成分可能引起储层中的粘土膨胀和运移，进一步堵塞储层的孔隙和喉道。
3. 残渣残留：水基压裂液中的某些化学成分在压裂作业后可能残留于储层中，对储层造成长期伤害。
三、长庆水基压裂液伤害的成因分析长庆水基压裂液伤害的成因是多方面的，主要包括以下几个方面：1. 压裂液配方不合理：压裂液的配方中某些成分可能对储层产生不良影响。
2. 施工工艺不当：施工过程中压力控制不当、排量不合理等可能导致压裂液对储层的伤害。
3. 储层特性差异：不同储层的特性差异可能导致对压裂液的敏感程度不同。
四、长庆水基压裂液伤害的解决方法针对长庆水基压裂液伤害问题，可以采取以下措施：1. 优化压裂液配方：通过调整压裂液的配方，减少对储层的伤害。
例如，采用低伤害的添加剂、优化主剂比例等。
2. 改进施工工艺：通过优化施工工艺，如控制压力、排量等参数，减少对储层的伤害。
同时，加强现场管理，确保施工过程的安全和环保。
3. 引入新技术：如采用纳米技术、智能压裂技术等新技术，提高压裂液的效率和安全性。
4. 加强储层保护意识：在油气开采过程中，加强储层保护意识，避免过度开采和污染。
同时，加强与科研机构的合作，共同研究储层保护技术。
五、结论长庆水基压裂液伤害研究对于提高油气开采效率和保护储层具有重要意义。
长庆油田底水油藏压裂液体系的研究与应用
长庆油田底水油藏压裂液体系的研究与应用谢璇;黄依理;张洁;陈刚【摘要】常规的压裂对边底水油藏以及油田高含水后期会造成原有的裂缝成为无效注入水或边底水的循环通道,出现越层水窜或者油井快速水淹现象,因此需要开发可改变储层的相渗特性或者部分堵水功能、达到控制水油比的新型压裂液体系.通过室内研究开发了以羟丙基瓜胶-具有酰胺基的三元共聚物-含硅纳米溶胶为主剂的压裂液体系,设计了现场使用的配方和工艺,利用处理剂对岩石表面润湿性的调节作用,在完成造缝和冷却地层的同时,最先滤失进地层并达到较大的波及面积,改善地层表面的润湿性和渗流通道环境,以降低水相渗透率,提高油相的相对渗透率.【期刊名称】《石油化工应用》【年(卷),期】2013(032)004【总页数】5页(P4-8)【关键词】压裂液体系;相对渗透率特性;表面润湿性【作者】谢璇;黄依理;张洁;陈刚【作者单位】西安石油大学化学化工学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE357.12压裂技术作为提高油气井产量的储层改造措施，在油田增产作业中应用广泛。
边底水油藏以及油田高含水后期，压裂施工往往造成原有的裂缝成为无效注入水或边底水的循环通道，出现越层水窜或者油井快速水淹现象[1]。
如果仅在中低渗透部位进行常规的压裂挖潜，大量注入水或边底水会沿高渗透带上窜（类似底水锥进）或突进，使压裂后含水上升速度加快、有效期短、效果不明显，且随着压裂后产液量的激增含水上升，也大大的增加开采费用[2,3]。
而目前现场所使用的压裂液以羟丙基瓜尔胶或者聚丙烯酰胺等为稠化剂，除了常规的造缝、携砂等作用外，对于预防水窜、控制水油比效果不明显，从而大大降低了压裂增产的效果，因此在压裂过程中如何有效控水是目前急需解决的难题。
针对这一情况，研制一种可改变储层的相渗特性或者部分堵水功能，达到控制水油比的新型复合材料，通过预前置液、前置液或携砂液中全程加入的施工液体配方和工艺，在完成压裂施工的同时，大幅度降低水相渗透率，对油相渗透率影响小，具有选择性保护相渗的特性，以达到控制水油比的功能，提高边底水油藏的改造开发效果，这对于油气井的高效开采具有重要的实践意义[4,5]。
长庆油田采出水压裂液的研究与应用
长庆油田采出水压裂液的研究与应用
佚名
【期刊名称】《断块油气田》
【年(卷),期】2018(025)006
【摘要】长庆油田面临大量地层采出水处理压力和水力压裂施工用水紧张形成的巨大反差和矛盾.以利用长庆油田采出水配制压裂液为目标,在分析油田不同区块、不同层位采出水水质的基础上,通过分子设计合成了耐盐疏水缔合聚合物;通过优选表面活性剂,配套形成了采出水压裂液体系,并根据SY/T 5107-2016《水基压裂液性能评价方法》对该体系进行评价.实验结果表明,该体系携砂能力较高,耐盐50 g/L,耐悬浮物40 mg/L,耐油100 mg/L,具有良好的耐温抗剪切性能,能够满足油田采出水的配液要求.现场试验表明,利用采出水配制的疏水缔合聚合物压裂液性能稳定,措施效果明显,为油田降本增效、绿色开发提供了可靠的技术保障.
【总页数】4页(P819-822)
【正文语种】中文
【中图分类】TE357.1+2
【相关文献】
1.压裂液对呼伦贝尔油田采出水特性影响评价 [J], 赵立合;金国双
2.长庆油田底水油藏压裂液体系的研究与应用 [J], 谢璇;黄依理;张洁;陈刚
3.长庆油田油井采出水的处理方法浅析 [J], 卿嫦;潘怡如;门昊
4.长庆油田C致密油层采出水水质特性分析 [J], 单巧利;张巧生;王彦斌;陈立;葛仙娥
5.新型油田采出水处理设备在长庆油田的应用 [J], 张随望
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长庆油田措施返排液处理工程设计及应用
长庆油田措施返排液处理工程设计及应用摘要：随着长庆油田的持续开发，原油产量逐年递减，为保证油田高效开发，在开发过程中不可避免地要采取增产增注措施，井下压裂技术作为油田稳产、增产的有效措施之一，被广泛应用并不断发展，经过多年的现场试验和工艺技术不断改进，压裂技术已经非常成熟，是油田开发的主要措施之一，随之而来的是压裂过程中产生的压裂返排液处理的问题。
关键词：压裂返排液；环境保护；处理技术；发展趋势1压裂返排液的产生井下压裂作业所使用的工作液通常称为压裂液，压裂液经过井下作业后返排至地面的残余液体称为压裂返排液，具有黏度大、化学试剂含量高，处理难度较大的特点，已经成为油田的主要废水污染物，若处置不当可能对土壤、地下水、地表水及生态环境造成较大的破坏。
因此，实现压裂返排液的无害化处理，对油田的健康发展和环境保护意义重大。
2压裂返排液的特点常用的压裂液体系主要是改性胍胶压裂液体系和缔合压裂液体系。
胍胶压裂液体系由稠化剂、高效助排剂、高效黏土稳定剂、杀菌剂、高效破胶剂和水等组成；缔合压裂液体系由稠化剂和多种表面活性剂构成。
作业后产生的压裂返排液中添加剂种类较多，成分复杂，包括压裂过程中注入地下的压裂液体系成分和地层中原有的污染物质。
压裂液通常具有以下特点：（1）有机物种类多、含量高、成分较复杂，有机污染物主要是高浓度的胍胶类物质和高分子聚合物，难降解、黏度大；（2）压裂液体系中添加的多种表面活性剂在高压泵注入和地层作用下，乳化现象严重，返排到地面后的液体乳化程度高；（3）压裂液中的各类添加剂使其具有较高的COD、溶解性固体、总悬浮固体，处理难度较大；（4）排放方式呈间歇性，且返排量大。
每口井压裂液返排至地面的水量最大约为单井注入压裂液量的80%。
返排液如果不经过有效的处理，将会对地层与周边环境造成很大的危害，导致地区生态环境破坏。
不但影响动、植物的生存环境，对生物多样性有影响，还可能会影响周围的水体，对周围村屯居民饮水安全和动植物的生长产生不利影响。
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平均伤害 率/% 22. 5
22. 3
1. 2. 4 其他性能 由表 4 可以看出，两种压裂液的滤失性能好，破
胶残渣较低，破胶液表、界面张力相差不大。
表 4 两种压裂液的其他性能对比
项目 滤失系数 Cm / m min － 0. 5
（ 3. 5 MPa） 破胶液残渣含量 / mg L － 1
连续混配 5. 49 × 10 － 4
参考现场作业情况改变基液处理条件，连续混 配压裂液基液在配完 5 min 内测试，而低浓度 HPGF 基液放置 4 h 待充分溶解后测试。二种压裂液基液 黏度（ 170 1 / s） 随时间的变化见图 2。由图可见，连 续混配压裂液基液与低浓度 HPGF 压裂液基液在 60℃ 的流变性能均较好。
表 1 不同温度下 CJ2-6 和 CJ2-8 溶解率（ % ，3 g / L）
时间 / min
30℃ CJ2-6 CJ2-8
10℃ CJ2-6 CJ2-8
0℃ CJ2-6 CJ2-8
0
44. 4 88. 0 26. 3 70. 0 30. 0 38. 0
3
58. 3 100
42. 1 82. 0 35. 0 44. 0
5
62. 5
47. 4 88. 0 45. 0 50. 0
能良好，但在基液的黏度只达到最大黏度的 75% 特 别是 60% 时，流变性能很差。因此通过连续混配装 置后，只要基液黏度达到最大黏度的 80% （ 即溶解 率达到 80% ） （ 30℃ 黏度不低于 16. 5 mPa·s） ，就可 满足压裂施工作业的要求。 1. 2. 2 破胶性
根据石油天然气行业标准 SY / T 5107-2005《水 基压裂液性能评价方法》，对 0. 3% 连续混配压裂液 进行了静态破胶实验（ 50℃ ） ，结果见表 2。实验表 明，适量的破胶剂过硫酸铵（ APS） 可使压裂液完全 破胶水化。
剂） + 0. 50% CF（ 助排剂） + 0. 50% COP（ 黏土稳定 剂） + 0. 04% CJ（ 耐温增强剂） ； 交联剂： 50% JL 交 联剂，交联比 100∶ 0. 5 1. 0（ 体积比） ，根据现场情 况确定。
稠化剂、各种添加剂和交联剂均由庆阳长庆井 下油田助剂公司生产。使用青岛海通达 GJ-3S 高速 搅拌机。连续混配装置由四机赛瓦石油钻采设备有 限公司生产，发动机功率 266 千瓦，最高车速可达 90 公里 / 小时。压裂液的配制、流变等性能评价方 法参考石油天然气行业标准 SY / T 5107-2005《水基 压裂液性能评价方法》。 1. 2. 1 流变性
连续混 配 压 裂 液 基 液： 0. 30% CJ2-8 （ 稠 化
图 3 达到不同溶解率的压裂液基液的流变曲线
增稠剂在水中的实际溶解率因温度变化而不 同，图 3 可以看出，60℃ 时，CJ2-8 基液的黏度分别达 到最大黏度的 80% 、90% 、100% 时测定，其流变性
378
油田化学
2009 年
（ 1. 西安长庆化工集团公司研究所，陕西 西安 710201； 2. 庆阳长庆井下油田助剂公司咸阳分公司，陕西 咸阳，712042）
摘要： 长庆油气田连续混配压裂液中使用的增稠剂为羟丙基瓜尔胶改性产物 CJ2-8，与羟丙基瓜尔胶相比，其水不溶
物含量低（ 3. 5% 5. 5% ） ，胶液黏度相近，溶解较快。在 10℃ 、0℃ 水中高速搅拌 15 秒后分别放置 3、30 分钟，溶解
率（ 以黏度计算） 即超过 80% 。表观黏度 时间曲线（ 60℃ ） 表明，连续混配时只要 CJ2-8 的溶解率达到 80% （ 现场
要求达到 85% ） ，压裂液即可满足施工要求。与低浓度（ 0. 30% 0. 36% ） HPG 压裂液相比，0. 30% 连续混配压裂 液破胶性能良好，破胶残渣较低，对储层岩心的伤害率及其他性能相当。在连续混配车上以 3 m3 / min 的排量在
在 GJ-3S 型 高 速 搅 拌 机 的 搅 拌 杯 中 加 入 500 mL 蒸馏 水，低 速 搅 拌 下 缓 慢 加 入 2. 0 g CJ2-6 或 CJ2-8 胶粉，3000 r / min 搅拌 1 min，迅速用 ZNN-D6 型六速旋转黏度计（ 青岛海通达专用仪器厂） 测量 胶粉溶液黏度（ 25℃ 、170 1 / s） ，即为 0 min 的黏度； 然后测量在 25℃ 水浴中放置不同时间的黏度，计算 溶解率（ 测量黏度与最终黏度即放置 4 h 黏度的比 值） 。两种胶粉的溶解率随时间的变化见图 1。
表 3 压裂液对储层岩心伤害实验
压裂液 连续混配
低浓度 HPGF
渗透率 /10 － 3 μm2
初始
伤害后
0. 12
0. 09
0. 29
022
0. 41
0. 33
0. 45
0. 36
0. 46
0. 35
0. 44
Hale Waihona Puke 0. 34伤害率 /%24. 8 23. 4 19. 2 19. 9 24. 5 22. 5
表 5 0. 3% CJ2-8 现场配液溶解率测试（ 21. 5℃ ）
取样间隔 时间 / min
0 2 3 4 3 平均
黏度 / mPa·s
开始
最大 （ 静置 60 min）
长庆油田压裂液现场使用温度一般在 0 30℃ 。按 3 g / L 水的用量将 CJ2-6、CJ2-8 与水在设 定温度高速搅拌 15 s 后放置不同时间，测定其溶解 率的变化，见表 1。结果表明，在 0 30℃ 范围内， 二者的溶解率受温度影响较大； 在各实验温度下 CJ2-8 的溶解率均高于 CJ2-6； CJ2-6 在 30℃ 、15 min 的溶解率约 80% ，而 CJ2-8 的溶解率在 10℃ 、3 min 就已超过 80% ，更适合现场使用。
关键词： 改性羟丙基瓜尔胶； 速溶性； 连续混配； 溶解速率； 压裂液； 应用性能； 长庆油气田
中图分类号： TE357. 1 + 2： TE357. 1 + 3
文献标识码： A
长庆油田压裂液技术经过多年的发展，已具有 自身特色，开发了适用于不同地层的一系列水基压 裂液，但多采用批量混配方式，即先配液再交联携砂 施工。近几年来为了降低成本、减轻对储层的伤害， 开发了低浓度 HPG 压裂液，在满足压裂液技术性能 及施工要求的同时，水不溶物含量、破胶残渣、对地 层的伤害率均有大幅的降低，压裂液中羟丙基瓜尔 胶的用量下降了 25% 35% ，但配液工艺仍为批量 混配，劳动强度大，配液速度慢，残余液量多，易出现 “水包粉”现象，另外还有作业时间长、费用高、污染 环境等缺陷。
* 收稿日期： 2009-01-05； 修改日期： 2009-12-17。 作者简介： 黄依理（ 1961 － ） ，男，高级工程师，1984 年毕业于华东石油学院采油工程专业，从事油田化学剂开发与管理工作。牛俊峰 （ 1978 － ） ，女，2002 年毕业于大庆石油学院精细化工专业，从事油田化学剂的研发、评价工作，本文通讯联系人，通讯地址： 710201 陕西省西安市泾河工业园泾渭三路西安长庆化工集团，电话： 029 － 86022263，E-mail： janefen1978@ 163. com。
表 2 连续混配压裂液的破胶性（ 50℃ ）
时间
60 90 120 150 180 300
不同 APS 加量下的黏度 / mPa·s
0. 03%
0. 04%
0. 05%
0. 06%
未水化 未水化 未水化 未水化 开始破胶 11. 2
未水化 开始破胶
10. 6 7. 5 6. 9 2. 7
14. 1 9. 8 6. 8 2. 1
15
79. 2
73. 7 100
65. 0 72. 0
30
87. 5
84. 2
80. 0 83. 0
60
93. 8
94. 7
90. 0 94. 0
240
100
100
100
100
图 2 两种压裂液基液流变曲线对比
1. 2 连续混配压裂液的性能
低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液 （ HPGF） 基液： 0. 30% 0. 36% CJ2-6（ 稠化剂） + 0. 50% CF（ 助排 剂） + 0. 50% COP（ 黏土稳定剂） + 0. 1% CJSJ （ 杀 菌剂） + 0. 04% CJ（ 耐温增强剂） ； 交联剂： 50% JL 交联剂，交联比 100∶ 0. 5 1. 0（ 体积比） ，根据现场 情况确定。
连续混配压裂液技术［1，2］则在保持良好的压裂 液性能的同时，实现了即配即压的连续混配压裂施 工。
1 连续混配压裂液
1. 1 速溶瓜尔胶增稠剂
以 CJ2-8 为代号的速溶瓜尔胶由羟丙基瓜尔胶 片改性而成，外观为淡黄色粉末，主要技术指标为含
水率、水不溶物含量和溶解速率，是连续混配压裂液 中的增稠剂。CJ2-8 与羟丙基瓜尔胶 CJ2-6 均由庆 阳长庆井下油田助剂公司咸阳分公司生产。 1. 1. 1 主要性能对比
第 26 卷第 4 期 2009 年 12 月 25 日
文章编号： 1000-4092（ 2009） 04-0376-03
油田化学 Oilfield Chemistry
Vol. 26 No. 4 25 Dec，2009
长庆油气田连续混配压裂液*
黄依理1 ，杜 彪1 ，谢 璇2 ，苗 林1 ，刘自文1 ，杨海燕1 ，牛俊峰1
CJ2-8 增稠剂与 CJ2-6 羟丙基瓜尔胶水不溶物 含量分别为 3. 5% 5. 5% 、8% 10% ； 0. 3% 原胶 液黏度（ 30℃ ） 相差不大，分别为 21 25. 5 mPa·s、 24 27 mPa·s。手动搅拌下，CJ2-8 在水中快速扩散 或分散，无“水包粉”现象，黏度快速增加。而 CJ2-6 在水中分散较慢，黏度增加慢，出现结块、上下浓度 不均匀现象。 1. 1. 2 溶解速率