低浓度羟丙基胍胶压裂液在苏里格气田的应用-学兔兔 www.xuetutu.com.pdf

第32卷第2期
OILFIELD CHEMISTRY油田化学173
低浓度羟丙基胍胶压裂液在苏里格气田的应用
杨冠科王成
中国石油集团长城钻探工程公司,辽宁盘锦124010
摘要:针对苏里格气田低孔、低渗透储层压裂增产改造的需要,在优化胍胶、交联剂和压
裂液中其他助剂的类型并降低使用浓度的基础上,开发出一种新型低浓度羟丙基胍胶压裂液体系,
并与常规羟丙基胍胶压裂液进行对比分析。结果表明:低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的压裂液破
胶液残渣含量为290mgL,不到常规浓度羟丙基胍胶压裂液残渣含量的2/3;低浓度羟丙基胍胶压
裂液体系增稠效率高,携砂性能佳。截至2012年底,低浓度羟丙基胍胶压裂液体系在苏里格气田
的3ロ直井和1ロ水平井上得到了成功应用。直井平均单井产气量为1.37568×105m/d,相比采
用常规压裂工艺的邻井产气量1.4098×10md,增产效果明显。
关键词:低浓度压裂液;羟丙基胍胶;苏里格气田
DO:10.39695issn.1006-5539.2014.02.020
0前言
使用成本高等问题4。在其他类型压裂液无明显性
苏里格气田属于典型的低压、低滲透率、低丰度气能和经济优势的情况下,不改变施工工艺,只降低胍
田,开发此类油气田最有效的方法即为水力压裂,而压胶等主、助剂在压裂液体系中的浓度,采用优化后的
裂液性能则直接关系到压裂施工的成功与否。虽然压裂胍胶类压裂液体系则是最稳妥的选择,在降低成本的
液的耐温耐剪切性是影响压裂施工的关键指标,但压裂同时还能降低压裂液破胶液残渣对地层的伤害。因此
液破胶液的残渣含量过高,也会堵塞油气渗流通道导致开发出了一种低浓度羟丙基胍胶压裂液体系,并成功
地层伤害增加,产量下降。降低压裂液稠化剂浓度应用到苏里格气田。
是降低压裂液残渣或残胶含量、提高裂缝导流能力、降
低压裂液成本的重要途径,但降低压裂液稠化剂浓1低浓度羟丙基胍胶压裂液体系实验
度会影响压裂液的交联强度和耐温耐剪切性能,增大压
首先,选择合适的胍胶压裂液体系。常用的胍胶体系
裂施工的风险。
有羟丙基胍胶、羧甲基胍胶以及羟丙基羧甲基胍胶,其中
目前苏里格气田压裂气井深度大多超过3(000m,地羧甲基胍胶性能不稳定,施工工艺不成熟;而羟丙基羧甲
层温度均在100℃以上,苏里格气田气藏的前期评价及基胍胶的施工成本较高。因此,兼具经济性和安全性的首
相关实验结果表明,苏里格气田储层主体表现为弱一中选是在其它添加剂浓度不变的情况下,减少羟丙基胍胶
偏弱水敏,水基压裂液不会对气井产能造成较大影响。稠化剂的用量。通过一系列实验,发现0.35%-05%浓度
目前使用的压裂液稠化剂多为羟丙基胍胶,浓度约0.55%,的羟丙基胍胶可获得理想的交联和挑挂效果。
压裂液稠化剂浓度偏高,破胶后的残渣量多,严重堵塞另外,应提升交联性能。从提高交联性能角度看,
油气渗流通道,影响人工裂缝的导流能力。
羟丙基胍胶稠化剂浓度越低,溶液中聚合物提供的顺式
近年来应用效果较好的清洁压裂液可在一定程度临位羟基交联基团也越少,空间间距越大。为使这些有
上达到压裂施工要求,但大多数清洁压裂液体系存在限的交联基团有效交联,需要增加交联剂交联离子的体
难耐100℃以上的高温、在气井压裂应用时不易破胶及积半径,保持适度的pH值环境,以形成稳固的网状结构。
收稿日期:2013-08-09
作者简介:杨冠科(1984-),男,辽宁盘锦人,工程师,硕士,主要从事压裂酸化工艺设计与压裂酸化液体配方研发工作。
74天与
经优化得到的有机硼锆交联剂可增大络合离子的体1.2破胶性能与残渣含量
积半径,能与低浓度胍胶分子上的羟基基团发生交联作
不同浓度的羟丙基胍胶压裂液体系在100℃时,加
用,形成高强度的化学键。实验表明,100℃时,pH值入0.02%浓度的过硫酸铵破胶,1h后其破胶液黏度平
为9.2-96的环境下,交联比在100:2-100:3之间,通均值为3mPa?s,破胶液表面张力均值为26mNm,满
过交联促进剂的作用,可以提高交联剂的络合点,提高足SYT6376-2008《压裂液通用技术条件》中对水基压
稠化剂的交联能力,能够在较低稠化剂浓度下形成稳定裂液破胶性能的要求(破胶液表观黏度≤5.0mPa?s,
的交联网状结构。
破胶液表面张力≤28.0mPa?s)。其中,浓度为0.4%的
通过降低稠化剂浓度和提高交联性能,并优化其羟丙基胍胶压裂液破胶液残渣含量为290mgL,仅为常
他助剂配方,最终形成了如下适用于苏里格气田的压规浓度羟丙基胍胶压裂液残渣含量的2/3,能降低对地
裂液配方:0.35%-0.5%羟丙基胍胶+1%KC1+0.3%助排层的二次伤害。
剂+0.05%~1%杀菌剂+0.5%起泡剂+0.5%防膨剂+0.1%1.3压裂液悬砂性能
温度稳定剂+0.01%-0.02%胶囊破胶剂+0.019%-0.02%1.3.1東缚水蒸气法检验压裂液黏弹性
过硫酸铵。pH值调整到9.2-96时,交联比控制在实验原理:当水或黏度低的溶液温度达到100℃时,
100:2-100:3之间。根据直井和水平井井况的不同,可水会转化为水蒸气逸出;反之,如果溶液的黏度较高,
在上述配方的框架内微调各组分含量。
黏弹性较好,水蒸气便会被束缚到液体中,无法逸出并
1.1压裂液耐温耐剪切性与流变性能
在液体内部膨胀,液体体积逐渐增大。因此液体在加热
苏里格气田目前压裂改造的储层温度多为100℃左后体积增加越大,此液体的黏弹性就越佳。
右,但由于压裂过程中常伴液氮助排,液氮的降温作用
分别以基液交联剂(体积比)为100:2、100:2.5
及压裂液导热性能差导致压裂液在裂缝内的温度难达到和100:3配制压裂液,性能检测数据见表1
100℃以上,因此实验温度设定为100℃即可。实验方表1不同交联比的压裂液東缚水蒸气实验
法为:温度达到100℃后,开始以1705速率剪切压裂
液90min,剪切过程全程恒温在100℃。该压裂液表观基液交联剂初始体缓交挑100℃水浴100℃水浴
(体积比)积mL时间、情况后压裂2后压裂
黏度与剪切时间的关系曲线见图1。
325
100:2
120
30050良好350
350
100:2.530040良好350
350
75
250
0.45%浓度
100
100:3
30033良好
340
340
225
0.40%浓度
三200
亠温度
17
由表1可知,低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的压裂
150
60
100
m在水管2后。与给体积相比,液体积最
大增幅为17%,证明其具有较好黏弹性。
50
此外,根据实验观察,基液:交联剂=100:2.5的体
系压裂液在水浴2h后流体的挑挂性较其它二者更佳
102030405060708090100
时间/min
黏弹性较高,悬砂性能更好,可在压裂现场优先采用此
图1低浓度羟丙基胍胶压裂液流变曲线
交联比进行施工。
由图1可知,以170剪切速率分别剪切胍胶浓度1.3.2静置悬砂法检验压裂液悬砂性能
为0.45%和0.4%的压裂液90min后,压裂液表观黏度
按体系配方分别配成羟丙基胍胶浓度为0.49%、0.45%、