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海水基胍膠壓裂液優(yōu)選及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2021-07-19 12:31:14許田鵬申金偉孫厚臺(tái)鮑文輝
石油化工應(yīng)用 2021年6期
關(guān)鍵詞:排劑稠化劑交聯(lián)劑

許田鵬,李 夢(mèng),趙 健,陳 磊,申金偉,孫厚臺(tái),鮑文輝

(中海油田服務(wù)股份有限公司,天津 300459)

隨著陸地油氣田壓裂增產(chǎn)的成功實(shí)施,海上油氣田的壓裂增產(chǎn)也越來越受到重視。海上壓裂受限于空間、淡水運(yùn)輸、海況等條件,規(guī)模小、周期長(zhǎng)、成本高,所以盡可能選擇相對(duì)便利的耐鹽海水基壓裂液體系[1-4]。

本文針對(duì)高礦化度海水配制壓裂液,通過對(duì)耐鹽稠化劑以及其他添加劑的優(yōu)選,研發(fā)了一套中溫海水基胍膠壓裂液體系。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)的應(yīng)用情況,該體系取得了較好的效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)儀器與藥劑

實(shí)驗(yàn)儀器:HAAKE RS6000 流變儀,電子天平,吳茵攪拌器,六速旋轉(zhuǎn)黏度計(jì),離心機(jī),毛細(xì)管黏度計(jì),恒溫水浴鍋,TX-500C 界面張力儀,JK-99B 表面張力儀。

實(shí)驗(yàn)藥劑:改性胍膠稠化劑SG-1、SG-2、SG-3,工業(yè)一級(jí)品;多效添加劑DT-1,工業(yè)品;助排劑ZP-1、YL-1,工業(yè)品;交聯(lián)劑SJL,工業(yè)品;過硫酸銨,工業(yè)品。

實(shí)驗(yàn)用水:模擬海水的總礦化度為35 569.1 mg/L,離子組成為:10 987.7 mg/L 的Na+、363.7 mg/L 的K+、1 246.9 mg/L 的Mg2+、369.2 mg/L 的Ca2+、19 013.5 mg/L的Cl-、208 mg/L 的HCO3-、3 380.1 mg/L 的SO42-。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 稠化劑速溶評(píng)價(jià) 室溫條件下,量取500 mL 模擬海水或蒸餾水,配制0.4%濃度稠化劑溶液,攪拌速度設(shè)置500 r/min,攪拌時(shí)間設(shè)置5 min,測(cè)定不同時(shí)間稠化劑溶液的黏度。

1.2.2 改性胍膠水不溶物含量測(cè)定 參考《SY 5764-2007 壓裂用植物膠通用技術(shù)要求》。

1.2.3 壓裂液添加劑及性能測(cè)定 參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5107-2016《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》。

2 結(jié)果與討論

2.1 壓裂液配方優(yōu)化

2.1.1 耐鹽稠化劑的優(yōu)選 海水基壓裂液稠化劑的選擇主要是考慮到其在海水中的速溶性、水不溶物含量以及破膠液的殘?jiān)康萚4-8]。實(shí)驗(yàn)選擇了三種不同的改性胍膠稠化劑SG-1、SG-2、SG-3,分別測(cè)定其在模擬海水和蒸餾水中的速溶性能(見表1、圖1)。

表1 稠化劑的含水率與水不溶物含量

從表1 看出稠化劑的水不溶物含量SG-3<SG-1<SG-2。從圖1 看出,在0.4%的濃度條件下,無論是在模擬海水還是蒸餾水中,耐鹽胍膠稠化劑SG-1 基液黏度均大于SG-2、SG-3。相同時(shí)間條件下SG-1 在模擬海水中的黏度上升率優(yōu)于SG-2、SG-3。SG-1 在模擬海水和蒸餾水中的黏度隨時(shí)間變化基本相同;SG-2、SG-3 在蒸餾水中的最終黏度大于模擬海水,考慮到是由于高礦化度的海水導(dǎo)致二者的分子鏈無法伸展完全。綜合分析,選擇稠化劑SG-1。

圖1 稠化劑溶液黏度隨時(shí)間變化曲線

2.1.2 交聯(lián)劑的優(yōu)選 交聯(lián)劑的加入主要是為了保證施工過程中壓裂液的攜砂性能。有機(jī)硼類交聯(lián)劑形成的胍膠壓裂液體系有較好的耐剪切性能,篩選了有機(jī)硼交聯(lián)劑SJL。堿性的交聯(lián)條件可以提高凍膠的耐溫性能,同時(shí)可以達(dá)到延緩交聯(lián)的需求,實(shí)驗(yàn)加入0.6%多效添加劑DT-1 調(diào)節(jié)基液pH 為9~10(見表2)。由表2 可知,在一定范圍內(nèi),相同濃度的稠化劑,隨著交聯(lián)劑濃度的提升,凍膠的耐溫耐剪切性能在提升。隨著稠化劑濃度的升高,低交聯(lián)劑濃度就可以滿足剪切120 min 大于50 mPa·s 的要求。綜合選擇0.45%稠化劑SG-1 以及0.6%交聯(lián)劑SJL。

表2 不同濃度交聯(lián)劑的耐溫耐剪切性能評(píng)價(jià)

2.1.3 助排劑的優(yōu)選 助排劑可以降低壓裂返排液的表面張力和油水界面張力,改善潤(rùn)濕性,減小毛管阻力,增加返排液量,減小壓裂液對(duì)儲(chǔ)層的污染。實(shí)驗(yàn)篩選了兩種不同的助排劑,測(cè)定不同濃度條件下助排劑的表面張力和油水界面張力,實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見圖2)。

圖2 不同助排劑的性能評(píng)價(jià)

由圖2 可知,隨著助排劑濃度的增加,表、界面張力值均減小。對(duì)比兩種不同助排劑,YL-1 助排劑在較低濃度下即可滿足石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6376-2008 的要求(表面張力≤28 mN/m,界面張力≤2 mN/m),而且相同濃度條件下YL-1 助排劑的表、界面張力值均小于ZP-1 助排劑的表、界面張力值,故優(yōu)選YL-1 助排劑。當(dāng)YL-1 助排劑濃度超過0.4%以后表、界面張力值下降幅度減小趨于平衡,因此優(yōu)選助排劑濃度為0.4%。

2.2 壓裂液性能評(píng)價(jià)

通過優(yōu)選得到配方:0.45%稠化劑SG-1+0.6%多效添加劑DT-1+0.4%助排劑YL-1+0.6%交聯(lián)劑SJL。

2.2.1 耐溫耐剪切性能 采用RS6000 流變儀,在90 ℃、170 s-1條件下,剪切120 min,最終黏度為70.5 mPa·s,滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求(見圖3)。

圖3 壓裂液的耐溫耐剪切曲線

2.2.2 破膠性能 采用過硫酸銨作為破膠劑,通過實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了不同濃度過硫酸銨在90 ℃條件下的破膠性能。一定條件下,過硫酸銨濃度越高,破膠越快?,F(xiàn)場(chǎng)施工過程中可以通過調(diào)整過硫酸銨的加量來調(diào)整破膠時(shí)間(見表3)。

表3 壓裂液90 ℃溫度下破膠結(jié)果

實(shí)驗(yàn)測(cè)得破膠液的表面張力為27.43 mN/m,界面張力為1.02 mN/m,殘?jiān)繛?25 mg/L,滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況

目前該體系在渤海X 油田現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4 井次5 層,現(xiàn)場(chǎng)采用過濾海水直接配制壓裂液基液,所配制的液體性能良好,滿足設(shè)計(jì)和施工要求,施工成功率100%。與采用淡水基胍膠壓裂液相比,該體系節(jié)省了大量的淡水,縮短了施工準(zhǔn)備時(shí)間,提高了壓裂施工效率(見表4)。

由表4 可知,該體系施工的4 口油井均見效。以實(shí)際的施工效果來看,單層平均增液55.18 m3/d,單層平均增油9.52 m3/d,有較好的施工效果。

4 結(jié)論

(1)通過對(duì)稠化劑以及其他添加劑的優(yōu)選,得到了耐溫90 ℃的海水基壓裂液配方:0.45%稠化劑SG-1+0.6%多效添加劑DT-1+0.4%助排劑YL-1+0.6%交聯(lián)劑SJL。

(2)該體系在90 ℃、170 s-1條件下,剪切120 min,最終黏度為70.5 mPa·s,破膠液表面張力為27.43 mN/m,界面張力為1.02 mN/m,殘?jiān)繛?25 mg/L,滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

(3)現(xiàn)場(chǎng)采用過濾后的海水直接配制壓裂液,凍膠挑掛性能良好,滿足現(xiàn)場(chǎng)的施工需求,并且達(dá)到了較好的施工效果。

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