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国外高密度压裂液技术新进展

发布日期:2015-05-17 14:25:58
国外高密度压裂液技术新进展
高压深井储层改造时,由于施工时井口压力较 髙,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。为了解决这 一难题,提出加重压裂液的思路。
 
地面最大井口压力?由下面公式计算:■PW=PB + PF _ PH式中Pv PBFFPH这个公式表明增加液柱压力,井口压力会降 低。因此,通过增加压裂液的密度,即增加液柱压 力,可以降低井口施工压力。
 
常规压裂液的密度较低,一般为1.0X103? 1.04X103kg/m3。近年来国内外研究表明:采用 盐水加重压裂液的方式可形成不同密度(最大可达 到1.70X103kg/m3)的配方[2_3],结合具体储层 特征适当调整加重压裂液的性能,就能满足高压、 深井压裂施工的工艺要求。
 
1硼酸盐交联体系墨西哥湾深度超过6 096 m的井数日益增多, 由于压力梯度和摩阻高,使用常规相对密度的压裂 液,井口压力会超过装备承压上限,因此研制了使用溴化钠作加重剂的硼酸盐交联体系,可获得相对 密度1.38的高密度压裂液。该压裂液曾用于温度 低于U9 ’C的近海工作平台的压裂增产措施中w。 1.1性能测试图1[4]例举了用型号50的范氏黏度计模拟测 试的剪切过程、温度剖面和岩心渗透率恢复测试结 果。实验表明,该压裂液具有良好的耐温、耐剪切 性能,对储层的伤害较低。动态分析表明该压裂液 长期滞留在地层也不会引起附加的伤害。
 
1.2应用情况截至2008年7月,已有17次作业采用了该压 裂液体系,水深1219?2 103 m,射孔段的测量深 度7 620?8 534 m,实际垂深7 010?8 534 m,井 底压力131.0?136.5 MPa,井底温度109?113 °〇,施工排量2.39?7.16 1113/111丨11,一次泵注的支 撑剂总量 2. 27X 104~2.22X10S kg。
 
高密度压裂液实质上就是减少了井口压力,能 降低22%?39%,实际井口压力39.3?74. 5 MPa。该压裂液的摩阻相当于1.04X 103 kg/m3压 裂液产生的摩阻u]。
 
1.3适应性该压裂液在27 t:下储存3个月也能保持物理 特性,不受损害或降解,作业后剩余的压裂液可在 下次施工时使用。
 
该压裂液体系的质量和稳定性很大程度上取决 于制备盐水基液的盐和水的质量,混合过程要进行 严格的质量控制。压裂液体系适宜于149 €以下, 对于温度高于149X:的情况,体系不稳定[4一5]。
 
2羧甲基-羟丙基瓜尔肢体系沙特阿拉伯国家石油公司和其他国际公司最近 开始在致密砂岩气藏进行积极的油气勘探活动。在 大多数情况下,预期发现的致密天然气产区深度都 在6 096 m以下,极端的压力和温度条件实际上是 此类储层改造施工时遇到的主要挑战之一,因此要 求压裂液在高温条件下必须稳定,产生的伤害最 小,对支撑剂具有良好的输送能力。
 
作为2008年第一季度参考的油气勘探活动的 一部分,沙特阿拉伯国家石油公司在深的、陆上致 密砂岩天然气储层进行的一次压裂增产措施遭到质 议。其储层温度和压力条件(191 "C和0.025 MPa/m,6 096 m)超过了现有设备能承受的工作 压力和压裂液的应用范围。高密度盐水已成功应用 在墨西哥湾深井压裂填充中,然而还未曾应用在致 密气藏。为了解决这个难题,提出研制一种新型高 密度压裂液。
 
在进行了大量的实验评价后,选择相对密度 1.48 (1.47X 103 kg/m3 NaBr)的浓盐水作基液, 用羧甲基-羟丙基瓜尔胶(CMHPG)作稠化剂, 加人酸性缓冲液促进凝胶水化,完全水化后在基胶 中加人高pH值调节剂。为了提高压裂液的返排, 要在基胶中加入非离子型表面活性剂,压裂作业中 为了高温稳定性还要加人稳定剂。当流体注人井下 时再加入锆交联剂,如果还要延长交联时间,就需 加入一种延迟剂。这种新型压裂液体系在现场成功 混合和泵注,通过降低地面井口压力,使常规 103.4 MPa的设备在较低的功率下即可安全施 工M。
 
2.1性能测试。
 
对制备的CMHPG压裂液进行了耐温、耐剪 切性能测试[5](图2),结果表明性能良好。
 
表1[5]是该高密度压裂液使用延迟剂时交联时间 的测试结果,增加延迟剂的用量会延长交联时间。
 
表1 CMHPG离密度压裂液在27~77'C升温下的交联时间测试交联时间延迟剂八1^* Tn 3)交联时间/min04. 30. 065. 50. 126.62.2应用情况探井SA-1是2008年第一季度完钻的井,是 使用CMHPG高密度压裂液体系的最初候选井。 Mid Qusaiba (Rhuddanian 页岩)是第二个目标, 为了确定气产量开展了三次测试。从应力剖面能推 断:射孔段显示的平均应力值是〇。〇25 MPa/m, 对应的预测值是〇? 021 MPa/m。
 
考虑到6%KC1的普通压裂液和特定的完井管 柱(内径3.92丨11,1丨11=25.4 111111,单孔完井)用 于沙特阿拉伯致密砂岩,预期井口压力将超过 89. 6 MPa。对相同井筒结构用1.47 X 103 kg/m3 NaBr加重的CMHPG压裂液以1.59?4.77 m3/ min的排量栗注,会使井口工作压力降至65. 5? 79.3\1?3的范围。图3[5]比较了混合6%1?:1的普 通压裂液和 1. 47 X 103 kg/m3 NaBr 的 CMHPG 压 裂液的井口压力。
 
在沙特阿拉伯,用常规6%KC1硼酸盐交联的 压裂液没有可利用的压裂设备。压力限制排除了常 规的压裂液,证明使用高密度CMHPG压裂液体 系是正确的。
 
表2[5]表明这种新型压裂液体系的摩阻压力与 常规压裂液体系对应的极为相似。
 
表2摩阻压力比较(5 765. 3 m单孔、内径3.92in}排量/新型压裂液体系/常规硼酸盐体系/百分差/(m3 ? min—!) MPaMPa(%)
 
1.277. 4197.2122.871.598. 4538.963一 5. 462.3适应性该压裂液体系的最终成胶质量(下转第37页) 算原溶液和样品溶液中阻垢剂DETPMP的浓度差 可求出矿物所吸收的阻垢剂的量。在一定条件下 (温度 95 C,pH 值为 6),Ca2+/Mg2+-DETPMP 盐的沉淀随吸附/沉淀过程而产生。为了测量难溶 性钙/镁/阻垢剂盐的溶解度,在没有矿物质的情况 下进行沉淀实验,应用扫描电镜/能谱分析技术分 析钙/镁-DETPMP盐的复杂沉淀。
 
研究中对上述各种矿物的耦合吸附/沉淀都进 行了实验,对比了实验结果与吸附/沉淀模型[方 程(17)]的模拟结果。该模型与半定量方式进行 的表观吸附实验结果一致。
 
4结论(1)研究了耦合吸附/沉淀模型,其主要方程 为方程(17)。
 
(2)该模型预测,如果耦合吸附/沉淀发生, 则表面吸附与比率相关。对于纯吸附没有这种相关 性,其结果为一个单一的曲线,即吸附等温线,r(c)。
 
(3)在不同的温度(25?95 ?0、pH值(4 和6)和各种矿物分离(砂岩、绿泥石、菱铁矿、 白云母、高岭石、长石和蒙脱石)条件下,实验研 究了阻垢剂DETPMP的吸附性能随阻垢剂浓度的 变化影响,其结果与数学模拟一致。
 
(4)在pH值为4和温度为95 ’C条件下,所 有矿物的吸附实验中只有纯吸附现象发生。阻垢剂 DETPMP的最高初始浓度为0.002 5时,矿物的 吸附水平分为3种类型:?高吸附(r=4?5 mg/g)水平的矿物:绿 泥石、菱铁矿和白云母;?中等吸附(r^l mg/g)水平的矿物:高 岭石;?低吸附(r =0.3?0.5 mg/g)水平的矿物: 长石、砂岩。
 
(5)在pH值为6、温度为95 C时,所有矿物 都发生了耦合吸附/沉淀现象。在所有情况下,当 pH>4时,可明显观察到钙和镁浓度随着阻垢剂 浓度的增加而减小。溶液中二价镁离子浓度的减小 主要与阻垢剂M2+-DETPMP复合物的沉淀有关, 这得到了扫描电镜能谱分析的证实。
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