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新型酸性交联压裂液的研制与应用

发布日期:2015-06-09 17:34:28
随着油田勘探开发的深人,一些碱敏性储层压 裂改造需要酸性压裂液体系[w]',另外对co2泡沫 压裂[Mn来说,由于该丁.艺本身的压裂液体系就是 处于酸性条件下的,没有酸性冻胶,只能以基液携 砂,限制了砂比的提高,而且容易造成砂堵事故, 迫切需要开发酸性交联压裂液体系。
1常规压裂液冻胶交联机理
水基冻胶压裂液所用植物胶的水溶性部分主要 是以1,4(3甙键相连的D-甘露吡喃糖为主链,以
1、6a甙键相连的D-半乳吡喃糖为支链组成的长 链中性非离子型多邻位顺式羟基的聚糖[22]。硼酸 盐和过渡金属化合物通过顺式羟基-0H与胍胶等 植物胶连接成网状体型结构的冻胶,如图1 (a)。 当聚合物溶液浓缩到分子相互重叠时,图1 (a) 中的化合物能够与相重叠的聚合物反应,使之两两 相连在一起如图1 (b),产生了两倍于聚合物本身 分子量的新物质。因为每个聚合物链包含了许多顺 式羟基,所以能形成高分子网络的高黏度溶液。
这种反应必须在碱性条件下进行,高的pH值 有利于交联冻胶的稳定性。因为高的pH值可以使 硼酸和硼离子之间的平衡向增加硼酸盐浓度的方向 移动:
H3B03+0H-〇B (OH);
表1列出了各种常用交联剂的交联环境,它们 在碱性环境下可交联成挑挂的冻胶。但当压裂液体 系的pH值小于7时冻胶又变成溶液,这个过程是 交联的逆过程,称为“解交联”。“解交联”以后 的溶液没有了冻胶的黏弹性,耐温耐剪切能力变 差,携砂能力迅速下降。
表1各种交联剂的交联环境 Table 1 Cross-linking conditions for different cross-linking agents
交联剂类型硼砂 1VCL-61 PDL-140MA-36
交联冻胶pH值多7衾8 衾7.5吝7.5
解交联pH值<7<7 <6.5<6.5
2酸性冻胶压裂液的开发
2.1酸性交联剂筛选及交联机理
通过大量反复的合成试验,研制出AC-m酸 性交联剂。其酸性交联[23J6]的机理是:有些盐类 要用酸分解才能形成羟基合金属酸根离子,因而它 与非离子型半乳甘露聚糖及非离子衍生物须在酸性 条件下交联成弱酸性冻胶。试验结果表明,AC-m 酸性交联剂能够和羟丙基瓜尔胶、起泡剂、破胶 剂、防膨剂等添加剂形成在酸性条件下的高黏度泡 沫压裂液冻胶。
2.2酸性冻胶的配方确定和性能评价 2.2. 1稠化剂的确定
稠化剂在压裂液中主要起稳定泡沫、增加外向 黏度的作用,其质量对压裂液黏度影响较大。对使 用的几种稠化剂进行筛选。羟丙基瓜尔胶[27〇0]具 有水不溶物低到7%,性能稳定等特点,而瓜尔胶 水不溶物高达15%,因此确定羟丙基瓜尔胶作为 C02泡沫压裂液的稠化剂。
2.2. 2酸性交联剂的交联时间
评价交联时间的常用方法是挑挂法。加入交联 剂,观察压裂液的增稠情况,以压裂液形成冻胶基 本可以挑挂的时间为交联时间。测定AC-m酸性 交联剂的交联时间为5〜10 s,具有快速交联的特 性。
2.2.3交联剂的耐溫性能测定
评价交联剂的耐温能力,可以证明压裂液的适 用范围,交联剂的耐温能力愈高,配制压裂液的适 用温度范围愈广。
按照Q/SY00011 -2001《压裂用AC -8酸性
2.2.5不同pH值对压裂液的影响
将压裂液的pH值调为酸性后,测其在40 ^压 裂液的剪切性能,实验表明:在剪切速率17043 表2不同浓度交联剂在剪切速率(17»48)时黏度对比
交联剂标准》对羟丙基瓜尔胶酸性冻胶进行了耐 温能力实验。结果表明,其耐温能力为110同
时随着稠化剂和交联剂用量增加,形成的冻胶耐温 性能会有所提高(图2)。
2.2.4交联剂配比的确定
交联剂的浓度直接关系冻胶的性能,浓度过 高,虽然冻胶的黏度大,但破胶困难,成本高;浓 度过低,冻胶的黏度小,携砂能力差,所以要选择 合适的交联浓度。使用羟丙基瓜尔胶和酸性交联剂 AC-m按不同浓度交联成冻胶,在室温条件下进 行剪切试验,结果见表2。
可根据不同工艺和具体施工情况选择交联剂浓 度,由于C02泡沫压裂工艺要求在混砂车上具有 更好的携砂性能,因此选用分为C02泡沫压裂液配 方配比。
Table 2 Correlation of shear viscosity for cross-linker with different concentration
交联剂 浓度/%剪切黏度/ (mPa•8)
初始10 min20 min30 min40 min50 min60 min
a195.2134.8124.4112. 1102.998. 184.3
P240.9232.9234.6198.6195.5183.8175. 1
y385.1352.8321.5316.6315.2299.7290.1
 
下,压裂液pH值在3 ~6的范围内,剪切黏度在 147. 7 ~ 190. 3 mPa . s之间变化,均可满足施工要
求。
2.2.6交联剂水溶液的稳定性能
交联剂和起泡剂易溶于水。在压裂施工时,交 联剂和起泡剂的水溶液要随着井的远近等条件的不 同而使用时间不同,这就要求交联剂的水溶液不易 发生水解反应,具有一定的稳定性。将交联剂和起 泡剂按一定比例配制,加水稀释,分别放置1~ 16 h,再与基液交联成冻胶,在70弋条件下剪切30 min后,对比黏度值,结果见表3。
表3交联剂水溶液的稳定性能
Table 3 Stability of cross-linker of water solution
交联剂放置时间/h初始黏度/ (mPa,.8) 30 min 黏度/ ( mPa • 8)
1217.4321.6
4210.2303.6
7198.6283.9
16104.5280.7
表中数据表明,该交联剂和起泡剂的水溶液 随放置时间其冻胶性能稍有所下降,但不影响使
用。
2.2.7破胶剂的筛选桷定
在压裂过程中,交联和破胶[3106]—直是压裂液 中难于解决的矛盾,压裂施工中要求交联冻胶黏度 髙,携砂性能好,达到携砂造缝的目的;在压后又 要求快速彻底的破胶,增大裂缝导流能力,减小对 地层的伤害。从AC-m酸性交联剂的性能测定中 可以看出,随着温度的升高,其交联冻胶的黏度值 有所升高,到80时黏度值最高,然后再随 着温度的升高,其交联冻胶的黏度值开始下降。这 种性能虽然有利于携砂,但压裂施工后要求短时间 内快速彻底的破胶,因此这种交联体系增加了破胶 的难度。
根据酸性交联剂、破胶剂的了解,选出三种破 胶剂对AC - m酸性交联体系进行破胶试验,筛选 出破胶快的破胶剂,试验结果见表4。
通过破胶试验看出,在相同用量时,P1的破 胶效果好于P2,而P3与交联剂溶液反应。因此选 择P1做为AC -m酸性交联体系的破胶剂。通过筛 选其用量,使其在满足压裂施工后能够在24 h内完 全破胶水化。
2.3酸性交联压裂液体系的综合性能瓜尔胶基液配制的压裂液在不同温度段下的冻胶剪
试验证明AC - m酸性压裂液冻胶不仅适用于切值见表5。•
低温井压裂使用,也适用于高温井压裂。其与改性由表中数据可看出,此压裂液在40〜90t:温
种类
用量
0.02 %0.03 %
0.05 %
表4破胶剂对AC -m酸性交联体系破胶试验结果 Table 4 Break test result of gel breaker on AC-m acidic cross-linking system
PI 5 h 黏度 > 10 mPa . s 5 h 黏度 <5 mPa • s 5 h 黏度 3. 6 mPa • s P25 h 不破5 h 黏度 > 10 mPa • s 5 h 黏度 8. 9 mPa • s
P3与交联剂溶液反应,出现白色混浊
表S不同浓度交联剂的剪切黏度对比 Table 5 Correlation of shear viscosity for cross-linker with different concentration
温度剪切黏度/ (mPa.s) (nO-U)破胶
/V初始30 min时间/h黏度/ (mPa. s)
90347.6113.732.9
80391.6183.742.9
70331.9217.253.2
60352.1254.8163.5
50366.5272. 1183.9
40322.9190.3204.5
度下剪切30 min后的黏度大于100 mPa • s,均可达
到压裂工艺要求。
在泡沫压裂液冻胶中加人破胶剂,放入密闭容 器中,使其在配方温度下破胶,每隔一定时间观察冻 胶的破胶情况,用毛细管黏度计测定在室温下破胶 液的黏度,24 h内破胶水化液黏度小于4.5 mPa • s。
使用美国Baroid公司的高温高压静态滤失仪, 在压差为3. 5 MPa的条件下,测定压裂液在一定温 度下和不同时间内的滤失量,计算出泡沫压裂液的 造壁滤失系数C3 =4.324 x 10_4m/mina5,常规水 基压裂液为 6. 731 x 10 -4m/mina5。
使用多功能泡沫流动回路,进一步动态模拟 C02泡沫压裂液流体的流变学特性,模拟条件为泡 沫质量70 %,温度80 T,压力5. 6 MPa。模拟试 验结果表明,该泡沫压裂液具有较好的流变性能, 最高黏度为394.5 mPa • s,随后仍保持了较高黏 度,剪切60 min后黏度为95 mPa • s,90 min后黏 度仍保持在85 mPa ^以上。
通过以上试验确定了稠化剂和交联剂的配比, 进一步加人各种添加剂测定性能,确定综合配方 为:羟丙基瓜尔胶+破乳剂+防硼剂+起泡剂+交
联剂+破胶剂。
通过对酸性压裂液冻胶的性能测定可知,交联 剂能在酸性条件下与羟丙基植物胶稠化剂交联;能 在C02泡沫压裂液形成交联冻胶,本身pH小于3 并可交联成pH在3 ~5的压裂液冻胶。
3现场试验
进行了4口井的酸性交联压裂液现场试验。以 汪28-22气井为例,该井压裂Y1-5 ~Y1-6层, 施工参数见表6,通过与以往常规压裂施工数据对 比可以看出,在泡沫质量、加砂规模相同(20 m3) 条件下,使用酸性冻胶压裂液,人井液减少l〇m3, C02用量减少15 m3,平均砂比提高了 6%,最高砂 浓度达1 050 kg/m3,比一般泡沫压裂施工提高了 30%,而施工压力平稳。该井压后日增气14 000 m3、增产14倍,措施效果明显(表7)。
表6气井汪28 -22C02泡沫压裂施工参数 Table 6 Fracturing parameters of C02 foam for gas well Wang 28-22
压裂支撑加砂平均最高砂浓度C02液量泡沫
液种缝长董砂比量质量
类/m/m3/%/ (tg-l〇-3)/m3/m3/%
酸性19820281 050535159
常规1982022735384159
表7汪28 -22气井压裂前后效果对比 Table 7 Responses before and after fracturing for gas well Wang 28-22
厚度/m压前产气压后产气增气增产
射开有效/m3/m3/m3倍数
7.87.01 00015 00014 00014
4结论与认识
(1)使用酸性冻胶压裂液,可减少20%的地层 人液量,有效的降低压裂液对地层的伤害。
(2)酸性压裂液具有酸化、防膨的作用,加强 了地层保护。
(3)使用冻胶泡沫压裂液有效的提高泡沫压裂 T.艺携砂能力,在进入地层总液量不变的前提下, 可提高携砂量20% ~30%,扩大了施T.规模,并且 可满足较高砂比的施T需求。