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重庆礁石坝地区页岩气用压裂液体系

北京贝福兰迪公司产品简介(压裂液用化学品)

北京贝福兰迪能源科技有限公司

目录

公司简介 (1)

页岩气压裂液体系简介................ 错误!未定义书签。CO2泡沫清洁压裂液体系 (17)

PSF超分子表面活性剂清洁压裂液体系.. 错误!未定义书签。3

公司简介

北京贝福兰迪能源科技有限公司是一家成立于北京以油田化学品研发、生产、现场应用及石油工程技术服务为主要经营范围的综合性公司。公司通过ISO9001质量管理体系认证、HSE认证和国家安全总局颁发的安全资质证。是一家集合多个全国高级石油技术研发团队的企业平台。

公司拥有一批经验丰富的从事企业管理、化工产品研发、石油工程技术服务的高新技术人才和一支资深的油田专家和学者团队。公司共有25名员工,其中博士研究生12人,员工大部分来源石油院校及各油田的技术中坚。

公司现有一个建于四川油田化学品生产基地及三个依托于西南石油大学、重庆科技学院、长江大学的研发基地。油田化学品生产基地占地超过30亩,年产值超过4000余万元,产品已覆盖中石油、中石化大部分油田,如大庆、长庆、胜利、青海、延长、重庆礁石坝地区页岩气等油田。三个依托于西南石油大学、重庆科技学院、长江大学的研发基地。业务涵盖固井、完井、井下作业、采油、油田防腐环保等方向,在固井水泥浆、压裂及压裂液、酸化及酸液体系、调剖堵水、腐蚀防护、污水处理等多个领域具备方案设计及施工组织的综合服务能力。

公司具备从钻井、固井、采油、增产措施、油田化学品评价等石油钻采各方面实验测试、评价、静动态模拟等方面能力,可利用的先进科研仪器超过5000余万元,包括钻井模拟平台、PVT分析仪、PIV激光测速仪、流体动力学仿真分析软件、低温钻井液流变仪、DKD钻井液密度动态调节实验装置、多功能岩心驱替装置、固井高温高压稠度仪、压裂酸化工作液动态滤失、MTS系统、压裂及酸蚀裂缝导流仪、油气储运环道等一系列专业装备;此外还包括高端分析仪器如缓蚀剂评价实验装置、电化学工作站、离子色谱、高效液相色谱仪、气相色谱仪、有机元素分析仪、红外光谱、原子吸收仪、紫外分光光度仪、电位溶出仪、发射光谱仪、差热分析仪,高温高压失水仪、安东帕流变仪、全自动比表面分析仪、激光粒度计、酸岩反应试验装置、扫描电子显微镜、原子力探针扫描显微镜等大型精密仪器。

北京贝福兰迪能源科技有限公司一直秉承“技术先导、友好合作、互惠共赢”的原则,以“最先进技术、最真诚合作"为服务宗旨为您服。

页岩气用超分子表活剂清洁压裂液体系

简介

一、说明

页岩气用超分子表活剂压裂液体系是根据粘弹性表面活性剂及超分子结构设计理论,并加之页岩气压裂的特点而开发的高分子表面活性剂型清洁压裂液体系,具有自主知识产权,国家发明专利申请号:201310725181.X、201010162800.5。

二、产品技术背景

页岩储层具有渗透率超低、厚度大、天然裂缝发育差的特点,因此只有通过压

裂改造才能达到工业开采价值。常规的聚合物压裂液体系(改性瓜胶等)容易造成

页岩储层严重伤害,因此目前国内外采用清水、活性水、滑溜水等体系作为压裂液

进行压裂作业。

其中滑溜水是非常规页岩油储层压裂施工的最主要压裂体系。滑溜水是指在清

水中加入少量的减阻剂、稳定剂、表面活性剂等添加剂配制成的压裂液。滑溜水与

常规的聚合物压裂液体系相比具有无固相不溶物、无常规胶体残渣、对地层伤害小、压裂成本低、产量高的特点。

目前,滑溜水压裂液中关键组分降阻剂大多依靠进口,价格昂贵,严重阻碍了

我国页岩油气资源开发,因此,开发一种适合我国页岩油气资源的滑溜水降阻剂具

有重要的实践意义和经济效益。

结合我国页岩气开发现状及方式,我公司开发一套专门适用于页岩气开发的压

裂液体系,其中包括滑溜水体系和线性胶体系,两液体体系并用而形成独特的页岩

气压裂液体系。两体系的核心在于减阻剂PSF-1A和稠化剂PSF-1,其设计核心则是“结构型溶液”,在溶液中溶质分子间利用非共价键,(静电、氢键、疏水缔合效应等)发生相互作用,形成分子间的聚集结构,这种聚集结构可以随剪切扰动变大或

变小甚至完全拆散,当剪切扰动消除后,聚集体又重新恢复的一种溶液,完全是一

种“可逆结构流体”。由于这类结构溶液网状结构强度非常强大,完全满足压裂液悬

砂的要求,并且这类网状结构是非共价键作用形成的,只要剪切没有不可逆损害增

稠剂分子链,网状结构剪切可逆,这类结构溶液也具备极强的抗剪切及降摩阻性能。

通过室内产品配方设计、优化、结构分析与降阻效果评价,深入考察页岩气压裂降阻机理,同时研究降阻剂与压裂液各组分与油田非常规储层流体的配伍性,获得一种低浓度、低摩阻的滑溜水配方及线性胶配方,为页岩油气资源的高效开发提供良好的技术支撑。

三、产品体系介绍

页岩气用超分子表活剂压裂液体系主要由两个体系构成,滑溜水体系及线性胶体系:

滑溜水体系主要由三种化学剂构成:减阻剂PSF-1A、高效防膨剂BFA-02、高效助排剂BFA-12;

线性胶体系主要由三种化学剂构成:稠化剂PSF-1、辅助稠化剂PSF-2及高效助排剂BFA-12构成。

1、滑溜水体系介绍

(1)减阻剂PSF-1A介绍

减阻剂是滑溜水体系的重要组成部分,降阻性能的差异决定了页岩气压裂的成败,因此作为页岩气压裂液的重要组成部分,其优异的性能是重中之重,PSF-1A新型高效减阻剂是我公司引进国外一套先进的压裂液技术,主要根据高分子物理学、流体力学、结构力学等理论研发出的新一代减阻剂,是在常规的减阻剂的分子链段基础上引入了特殊的官能团。通过特殊官能团之间的相互作用,使得聚合物分子在水溶液中分子链更为舒展,流体力学体积更大,抗盐性更好,与常规的降阻剂相比,降阻率更高,降阻效果70%以上,充分节约了泵效,为大排量施工提供充分安全保障。

我公司有专业的测试减阻剂降阻效果的仪器HAMZ-Ⅳ型压裂液摩阻测试仪,对我公司PSF-1A高效减阻剂测定实验数据如下:

配方:0.1%PSF-1A+0.15%BFA-12+0.3%BFA-02

根据数据可以看出,我公司生产的减阻剂具备非常优异的降阻效果,减阻剂PSF-1A其他性能展示如下:

用量极其低:减阻剂加量在0.1%时便可以达到70%以上的减阻效果,在成本控制上有很大的利用空间;

溶解速度快:溶解时间低于10秒,充分实现了在线压裂,压裂前无需提前配制,节约大量人力物力;

清洁无伤害:主要成分为高分子表活剂,实现了液体的清洁性,对地层的伤害极小;

产品多样性:有乳液及干粉两种形式,根据现场压裂施工的不同需要可以提供不同形式的产品形式,满足现场施工人员习惯,降低施工风险。

(2)高效防膨剂BFA-02介绍

页岩气是在页岩孔隙和天然裂缝中以游离方式存在、在干酪根和黏土颗粒表面上以吸附状态存在在的天然气。页岩气储层的渗透率非常低,特别是深层产气页岩的基质渗透率通常是以纳达西来计量,页岩气藏的渗透率级别为0.000001md,纳达西Nano-darcy,而高品质页岩气藏仅为300~500纳达西,由此可见,页岩气藏对入井液体极为挑剔,入井液体的防膨效果不好,对页岩气藏来说是灾难性的,对压裂后效果也是致命的。

我公司生产的页岩气专用高效防膨剂BFA-02是采用进口数控工艺合成的小阳离子防膨剂,比之传统的聚合季铵型防膨剂具备更长效、稳定的防膨效果。其原理是高效防膨剂BFA-02与页岩发生交换反应,将多个阳离子输入到页岩基质或页岩表面,以更小直径阳离子为基础的高效防膨剂BFA-02将粘土中的各种阳离子取代出来进入粘土层间,从而降低膨涨达到防膨效果,因此,高效防膨剂BFA-02亦可称为页岩抑制剂,效果性能优异,并且用量极其低:防膨剂BFA-02加量在0.3%时便可以达到85%以上的防膨效果,是中石化焦石坝地区页岩气压裂唯一指定产品,采用高温高压页岩膨胀仪,利用天然页岩对高效防膨剂BFA-02的防膨效果进行测试,其防膨效果实验如下:

时间,h 相对位移,mm 膨胀率,% 时间,h 相对位移,mm 膨胀率,%

0 0 0 9 0.86 3.44

1 0.75 3 10 0.87 3.48

2 0.76 3.04 11 0.87 3.48

3 0.77 3.08 12 0.89 3.56

4 0.79 3.16 13 0.89 3.56

5 0.79 3.1

6 14 0.9 3.6

6 0.79 3.16 15 0.91 3.64

7 0.79 3.16 16 0.91 3.64

8 0.84 3.36

数据表明,高效防膨剂BFA-02防膨效果优异且稳定,是一种非常优良的页岩气用高效防膨剂。

(3)高效助排剂BFA-12介绍

页岩气藏非常致密,渗透率低,对页岩进行压裂后,需要尽快快速地将井内的残液排出,理论上利用地层自身压力可以将压裂液排出地层,但当越接近地层的时候压力变小,这种情况很难将压裂液快速排出,并且在压裂过程中需要大量使用滑溜水,而滑溜水又具备一定的粘度,也会致使排液困难,因此,压裂结束快速返排减少入井液对地层的二次伤害成为必要工作。助排剂的使用,成为提高压裂液返排的主要有效措施之一。

助排剂是一种能将酸化压裂等工艺过程中的工作残液快速从地层排出的化学试剂。助排剂能使液体的表/界面张力降低,增大接触角,降低毛管阻力,有助于压裂液的反排。我公司生产的高效助排剂BFA-12是以巴斯夫氟碳为基础生产,降低表界面张力的效果明显,并且具备降摩阻效果,使用看K100表界面张力仪测试后结果如下表:

(4)滑溜水体系性能整体检测数据

现场配液后室内实验检测数据如下:

PH值 5.5-6.5

运动粘度(mPa·s)≤9

密度(g/mL) 0.9-1.1

表面张力(mN/m) ≤45 (滑溜水体系)

降阻剂溶解速度(min) ≤1.5

降阻率(相对于清水)≥78%(现场测试)

防膨率(%)≥87.1%

2、线性胶体系介绍

线性胶体系中的核心是稠化剂PSF-1,其设计理念则是“结构型溶液”模型,稠化剂PSF-1在溶液中溶质分子间利用非共价键,(静电、氢键、疏水缔合效应等)发生相互作用,形成分子间的聚集结构,这种聚集结构可以随剪切扰动变大或变小甚至完全拆散,当剪切扰动消除后,聚集体又重新恢复的一种溶液,完全是一种“可逆结构流体”。由于这类结构溶液网状结构强度非常强大,完全满足压裂液悬砂的要求,并且这类网状结构是非共价键作用形成的,只要剪切没有不可逆损害增稠剂分子链,网状结构剪切可逆,这类结构溶液也具备极强的抗剪切及降摩阻性能。

正是由于稠化剂PSF-1具备优异的降摩阻性能,才能满足页岩气压裂中大排量施工的要求,并且,线性胶体系在地层中不能形成滤饼,符合页岩气压裂中缝网压裂的要求。线性胶体系性能特点如下:

(1)优异的热稳定及剪切稳定特性

线性胶压裂液体系在常温下物理交联,下图是在RS6000旋转流变仪上测定的流变特性曲线, 0.3%PSF-1+0.3%PSF-2在80℃、170S-1的条件下仍旧可以保持在40-50mPa.s左右,具有良好的耐温性能,在该粘度范围中,不影响施工排量的提升,并且具备优异的降摩阻性能。

PSF压裂液交联后状态 80℃流变曲线

(2)线性胶体系在工作过程中是绝对的弹性体

PSF清洁压裂液体系的储能模量 G′、损耗模量 G″及复合模量 G*具有频率敏感性。剪切速率和温度恒定时,该压裂液的表观粘度也保持恒定,压裂液的储能模量 G′、损耗模量 G″及复合模量 G*也恒定。在不同的频率下,体系的储能模量大于损耗模量,属弹体流体,具有良好的携砂性能。如下图,随着扫描频率的逐步增加,压裂液的储能模量G′始终大于耗能模量G″,整个试验过程中弹性明显地大于粘性。

10

-1

10

10

1

10

2

Pa·s

|*|

10

-1

10

10

1

Pa

G'

G''

Angular Frequency

Rheoplus

Anton Paar GmbH

0.4%(七月生产样)+0.25%-(6比4) 40℃ 1

PP25-SN31974; [d=1 mm]

*|Complex Viscosity

G'Storage Modulus

G''Loss Modulus

10

-1

10

10

1

10

2

Pa·s

|

*|

10

-2

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10

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1

Pa

G'

G''

Angular Frequency

Rheoplus

Anton Paar GmbH

0.4%(七月生产样)+0.25%-(4比6) 40℃ 1

PP25-SN31974; [d=1 mm]

*|Complex Viscosity

G'Storage Modulus

G''Loss Modulus

40℃下PSF压裂液频率扫描曲线 70℃下PSF压裂液频率扫描曲线

(0.3%PSF-1+0.25%PSF-2)(0.3%PSF-1+0.25%PSF-2)(3)优异的悬砂性

线性胶体系中增稠剂PSF-1的稀溶液具有较强的空间结构,表现出优异粘弹性和剪切稀释性,无需交联即具有很好的悬浮性,配合使用辅助增稠剂PSF-2,结构明显增强,粘度仅40mPa.s左右就表现出对支撑剂超强的悬浮能力。在室内做静态悬砂实验,取100ml冻胶,然后加入20ml石英砂,观察携砂情况。12h后,石英砂在冻胶中不沉,携砂性能好,如图1。动态悬砂实验如下图2,砂粒沉降速度随压裂液表观粘度的变化关系(91#试剂为PSF高分子表活剂压裂液体系)。实验数据表明,无论动态或静态条件下,PSF清洁压裂液的支撑剂沉降速度都几乎等同于胍胶压裂液体系。

图1 静态悬砂图2 动态悬砂

(4)良好的清洁性

压裂液对于压裂改造的伤害主要存在两个方面,即对地层的基质伤害和对支撑裂缝的伤害。

①岩心伤害实验

用东北SN116井井段为2850.0m~2898.2m的岩芯和人造岩芯,在温度110℃下对不同的压裂液体系进行了压裂液伤害评价实验。其实验结果见下表。

从表中数据可以看出:由于清洁压裂液采用了无残渣、无固相稠化剂,其液体对地层基质伤害明显低于胍胶压裂液,有利于提高压裂施工效果。

②支撑剂充填伤害实验

压裂结束后,压裂液中的残渣返流将不可避免地堵塞填砂裂缝,导致裂缝导流能力的降低。为了确定稠化剂中的水不溶物对油气层造成的二次伤害程度,我们将胍胶压裂液与清洁压裂液在相同温度条件下进行破胶实验,破胶后的液体对比图分别见图1、图2、图3和图4。从图中可以看出:清洁压裂液破胶后液体清澈、透明,无残渣。

图1 HPG压裂液破胶液图2 PSF压裂液破胶液

图3 HPG破胶液对充填层的影响图4 PSF破胶液对充填层的影响

(5)线性胶综合技术指标:

四、现场应用实例

1、焦页1HF井压裂概况

焦页1HF井勘探南方公司在川东南地区川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造高部位的一口评价井,位于重庆市涪陵区焦石镇楠木村4组该井2012年6月19日在焦页1井井深2020m开始侧钻,2012年9月16日完钻,完钻斜深3653.99m,垂深2416.64m,完钻层位为志留系下统龙马溪组。

该井于2012.11.4-26日在龙马溪组进行测试,采用射孔桥塞+压裂联作工艺,分15段进行压裂其中2段1簇,5段2簇,8段3簇,共计36簇。施工排量8-12m3/min,施工压力40-90MPa。施工总液量 20133.7m3,其中滑溜水13400m3,胶液6500m3,酸液 120m3,其他液体用量161.4 m3。加砂总量965.82 m3,其中100目粉陶78.23 m3,40/70目覆膜砂832.5 m3,30/50目覆膜砂55.09m3。

各段压裂施曲线如下图5-1所示。

图5-1 焦页1HF井压裂施工曲线(15段)

焦页1HF井钻磨完14个桥塞后,11月28日起采用针型阀控制放喷,至12月10日累计排液750.3m3,返排率仅3.76%;之后一直无明显液态水产出,但火焰呈橘红色。进行了8个工作制度求产,产量10.8-20.3万方/天(如图2-2所示),施工取得了较好效果。

图5-2 焦页1HF井测试求产情况

2、焦页1-3HF井压裂概况

焦页1-3HF井勘探南方公司在川东南地区川东高陡褶皱带包鸾-焦石坝背斜带焦石坝构造高部位的一口评价井,位于重庆市涪陵区焦石镇楠木村4组,与焦页1HF 井同井场。该井2013年5月1日完钻,完钻斜深3800m,垂深2465.91m,完钻层位为志留系下统龙马溪组。

该井于2013.6.15-22日在龙马溪组进行测试,采用射孔桥塞+压裂联作工艺,分15段进行压裂,其中9段2簇,6段3簇,共计36簇。施工排量12.0-14.6m3/min,施工压力42.9-92.4MPa。施工总液量 23170.1m3,其中滑溜水16986.1m3,胶液5982m 3,酸液 202.0 m3。加砂总量986.6 m3,其中100目粉陶73.6 m3,40/70目覆膜砂785.6 m3,30/50目覆膜砂130.1 m3。

压后试气及各段压裂施曲线如下图所示5-3、5-4。

图5-3 焦页1-3HF井测试求产情况

第一至五段

第五至十段

第十至十五段

图5-4 焦页1-3HF井压裂施工曲线(15段)

焦页1-3HF井钻磨完14个桥塞后,6月28日起采用针型阀控制放喷,至7月2日累计排液527m3,火焰呈橘红色。进行了5个工作制度求产,产量6.6-20.2万方/天(如图2-8所示),施工取得了较好效果。

6月29日,采用10mm油嘴、26mm孔板进行放喷求产4h,通过曲线分析得出,采用23:10数采点能代表阶段测试情况,其井口压力21.6MPa,测试获天然气产量201966m3/d,期间产水55m3,折算日产水量330m3/d。

6月30日,采用6mm油嘴、26mm孔板进行放喷求产8h,采用14:40数采点能代表阶段测试情况,其井口压力25.0MPa,测试获天然气产量106591m3/d,期间产水11m3,折算日产水量33m3/d。

7月1日,采用4mm油嘴、26mm孔板进行放喷求产8h,采用7:30数采点能代表

阶段测试情况,其井口压力28.5MPa,测试获天然气产量66603m3/d,期间产水8m3,折算日产水量24m3/d。

7月2日,采用4mm油嘴、26mm孔板进行放喷求产8h,采用12:00数采点能代表阶段测试情况,其井口压力28.8MPa,测试获天然气产量73071m3/d。

六、包装贮存

产品PSF-1A减阻剂、PSF-1稠化剂采用25kg/袋三合一编织袋包装,或根据用户要求包装。产品易吸潮,应贮存于阴凉干燥的室内,包装应密封,防止破损,在运输中防止日晒雨淋。辅助稠化剂PSF-2、助排剂BFA-12及防膨剂BFA-02采用200kg/桶塑料桶包装,应密闭装运,在适用阴凉环境中存放。

BAPM-CO2泡沫清洁压裂液

(一)技术背景

在压裂过程中,压裂液对地层伤害一直是主要问题。其中压裂液的返排效率是影响压裂液伤害的重要因素,为解决这一问题,发明了泡沫压裂液,其中CO

泡沫压裂

2

液的效果比较好,体系可在提高液体的返排效率的同时降低了体系的表界面张力,减少水锁的产生,对低压油井、低压气井及凝析油气井的有显著增产效果。

泡沫压裂液主要为瓜胶体系,由于体系在破胶后存在大量的残渣,压传统的CO

2

裂后对地层造成很大的伤害。本体系采用清洁压裂液作为CO2泡沫压裂液的主剂,

泡沫压裂液的基液为清洁压裂液体系,因此体系在破胶返排后无残渣,BAPM清洁CO

2

体系在提高返排效率的同时可减少的地层的伤害,是一种非常优秀的压裂液体系,可以解决低渗透地层的改造过程中所遇到的一些问题,可为低渗透地层的改造提供了一种新型压裂液体系及新的思路

(二)体系组成及配比

本品是根据美国专利产品通过改进而研发的一种二氧化碳泡沫压裂用清洁压裂液体系,体系由稠化剂BAPM-1、增粘剂BAPM-2组成及起泡剂构成,是一种新型的清洁压裂液体系,其体系基本配方为:0.6%主剂+0.35%辅剂+1.0%KCl+1.0%起泡剂+清水

(三)体系主要特性

1、基本性能

BAPM清洁压裂液体系的粘度为65mPa·s,pH值为7.41。其体系为透明状粘稠液体,粘度大、流动性好,如图所示:

BAPM清洁压裂液体系的初始粘度适中,施工时先加入BAPM-1到罐中,然后在施工过程中通过比例泵加入增粘剂。

的配伍性

2、与CO

2

的温度在零下19℃,所以要求压裂液体系在低温下要有很好的流由于液态的CO

2

动性。如图所示:

在零下19℃下冷冻20min后,体系没有太大的变化,保持冷冻前的状态,而且

其流动性很好,没有出现粘度下降,流动性变差的现象。

3、充CO 2起泡后体系的流变性能

将配置好的BAPM 清洁压裂液体系在8000r/min 的转速边搅拌边充CO 2,5min 后测定其起泡性能,结果如下表所示:

将配置好的BAPM 清洁压裂液体系充CO2,80℃测定体系的流变性能,结果如图10所示: 体系剪切1.5h 后,粘度保持在50mPa ·s 以上,满足携砂要求。

050100150200

2503000

20

40

60

80

100

时间/min

粘度/m P a ?s

图10 充CO 2起泡后的BAPM 清洁压裂液体系的流变性能

4、充CO2起泡后体系的破胶性能

将配置好的BAPM 清洁压裂液体系中加入破胶剂APS ,在8000r/min 下充CO 2,80℃测定体系的流变性能,结果如图11所示:0.01%加量的体系的粘度在70min 后粘度下降到10mPa ·s 以上,基本破胶。而0.005%加量的体系粘度较大,90min 粘度保持在15mPa ·s 。

204060801001201401601802002202402602800

20

40

60

80

100

时间/min

粘度/m P a ·s

图11 充CO 2起泡后的BAPM 清洁压裂液体系的破胶性能

由上述实验结果可以看出:BAPM 清洁压裂液体系的综合性能还是比较好的,其具有良好的抗剪切性能,易于破胶,破胶后无残渣,破胶液对地层的伤害较小等性能。通过对BAPM 与CO2混合体系的性能评价,表明BAPM 体系与CO 2的配伍性较好,起泡后的粘度增大,抗剪切性能良好。

(四)体系现场应用

由于配制量大,国内一般现场配制,使用文丘里原理。将粉末BAPM-1吸入喷射器,在喷射器喉部与水混合,再用泵循环二至三个周期.BAPM 清洁压裂液体系的初始粘度较高,在现场施工时可以采用先配0.6%主剂的配方,施工时辅剂,CO 2通过泵车混合注入,在配制的过程中保证液体无鱼眼。体系在延长区块共施工20口井左右施工。

PSF 系列

高分子表活剂压裂液体系

北京贝福兰迪能源科技有限公司

目录

一、说明-----------------------------3

二、产品简介-----------------------------3

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