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                微胶囊包裹化学生热体系与压裂液的配伍性研究

                发布日期:2015-06-01 08:36:14
                压裂液在油气开采过程中对油气井的增←产、增注、 新井老井的改造及油田最终采收率的提高起着重要 的作用.目前,在我国辽河、大庆、大港、长庆、胜利等 油田有较多的低︽温、低压、高含婚、高凝油油藏,在采 用常规水力压裂方法对这些油藏进行压裂施工作业 时,常出现压裂液∏破胶不彻底、压裂效果滞后或不能 达到预期产量¤的现象,造成压裂施工增产效果较差、 增产有效期较短.主要原因在于储层温度较低,常规 破胶剂(如过◣硫酸盐、酶)的低温破胶能力弱;注人地 层的冷流体使井底周围的原油冷却,黏度增大,甚至 原油析蜡』或凝固,堵塞了一部分流动通道,降低了裂 缝的↓导流能力[1,2].因此,如何解决常规水基压裂液 的低〓温破胶及对高含蜡、高凝油储层的“冷伤害”问 题,是提高这些油藏压裂施工效果的关键.
                作者研究的微胶囊包裹化学生热压裂液体系∞是 利用微胶囊技术将化学生热体系的催化剂包裹起 来,使生热∏剂和催化剂微胶囊随压裂液一起注人卐压 开的裂缝中,在一定时间后,释放出的催化剂激㊣ 发生 热剂发生化学反应,迅速释放出大量热量,加热裂缝 中的流体使其温度升高,同时产生↑大量气体,增加地 层压力,达到提高油气井压裂残液返排率、降低污 染、增强原油╲渗流能力、提高油井产能的目的.在作 者前⌒期的工作中[3,4],主要进行了化学生热体系的 筛选、微胶囊的制备及评价.在本文中,主要针对微 胶囊包动静裹化学生热体系与常规水基压裂液的配伍性 问题进行研究.
                1实验部分
                1.1实∑ 验材料及仪器
                羟丙基瓜尔胶,取自长庆油田钻采院;草酸微胶 囊,自制;硼砂、过硫酸铵、氢氧化钠、氯化铵、亚硝酸 钠、乙基纤维素、石蜡,均为市售化学试剂.
                压裂液配方条件:0. 6%羟丙基瓜尔胶+ 0.7% 硼砂+ 0.08 %过硫酸铵;100:5交联比;pH调节 范围 7.5~8.0;
                微胶囊包裹化学生热体系:由NH4CI - NaN〇2 与作为催化剂的草酸微胶囊组成;
                收稿日期:2004-08-26
                基金项目:CNPC石油科技中青年创新基金(2001CX- 19)
                作者简介:吴金桥(1975-),男,湖北京山①人,博士研究▓生,主要从事能源转换与环境保护方面的研究.
                RS300哈克流变卐仪(德国制造);六速旋转黏度 仪(青岛);GJ-3S高速♀搅拌器(青岛);雷磁PHS-
                3C型酸度计(上海).
                1.2评价方法
                本课题的研究思路就是要将微胶囊包裹化学生 热体系与常规水基压裂液复配,使得二怎么可能如此恐怖者成为一个 均勻体系,从而在压裂施工完成之后在整个体系内 释放热量,提高流体∴及储层的温度.但为了▅整个压裂 施工过程的顺利进行,就必须保证⊙添加的微胶囊化 学生热体系不影响压裂液从栗送【开始到进入裂缝之 后这段时间内良好的流变性能及携砂性能,或者是 影响很小.为此,对微胶囊化学生热体系与羟丙基瓜∞ 尔胶压裂液的配伍性问题(如化学生热剂对基液的实力会急速恢复 黏度、化学生热剂对压裂液性能、囊衣材料对压裂液※ 性能、微胶囊化学生热体系对压裂液性能的影响)进 行了研究.
                对于本课题中的微胶囊包裹化学】生热压裂液体 系来说,主要是为了解决低温☆油气井压裂过程中的 破胶困难及“冷伤害”等问题,因此温度对压裂液的 影响可以忽略,所以本文把压裂液的抗剪切性能作 为微胶囊包裹死死化学生热剂与压裂液配伍性的主要性 能指标.压裂液的〗性能评价依据《中华人民共和国石 油行业天然气〗行业标准》中水基压裂液性能评价方 法 SY/T5107-1995 执行•
                2结果ω 与讨论
                2.1化学生热剂对基液的黏度的影响
                按配比称取一定量的生热剂溶解在水中,然后 在6 000 r/min的揽拌条¤件下加人一定量的经丙基 瓜尔胶,搅拌均匀◆后,加盖在30 t:的水浴中静止放 置4 h.然后,将配制好的基液测◎定pH后倒人六▆速 旋转黏度仪中测定其黏度.
                表1化学生热剂对基液黏度的影响
                生热剂加量 /(moI*LM)pH基液黏度/(mIVs)
                0.006.9881
                1.506.5274
                1.756.4270
                2.006.3568
                从表1可以看出,当基液中不加生热】剂时,体系 呈中性,黏度为81 mPa • s;加入NH4CI + NaN〇2 后,体系变成弱酸性,黏度有所下ㄨ降.随着生热剂浓 度的增大,体系酸」性增强,基液黏度变得更低,但变 化的幅度不是很大.
                2.2化学生热剂对压№裂液抗剪切性能的影响
                将按上述方法配制好的含有一定量生热剂♂的基 液用pH调节剂调节好pH值,在6 000 r/min左右 的搅█拌下按100:5的交联比加入0. 7%硼砂交联 剂,交联好后移入哈克流变仪进行压裂液抗剪切性 能的测定.
                从图1可以看出,不加△生热剂的压裂液具有很 高的黏度,在170 s_1下剪切2 h从最初的1 800 mPa*s变成950 mPa*s左右;加入生热剂的压裂液, 初始ㄨ黏度降低,而且加入的生热剂浓度越大,黏度降 得越低,但黏度在170 s_1剪切速度下随时间的变化 幅度较小.加入1.5 mol/L NH4CI + NaNOz时,压裂 液在2 h的恒剪切下黏度最终为750 mPa*S, 1.75 111〇丨几时,压裂液最终黏←度为250 〇1?3^,加人2.00 md/L生热剂的压裂液最终黏度为200 mPa‘S左 右,都能满足压裂施工的要求,说々明生热剂与羟丙基 瓜尔胶压裂液的配伍性较好.
                2.3蠹衣材料对压◣裂液性能的影响
                对NIACl-NaNQz生热体系起催化作用的草 酸微胶囊需要与压裂液混合也不知道她在干什么均匀,一起进入地层,有 必要对包裹草酸的囊衣材料♀与压裂液的配伍性问题 做进一¤步研究.
                量取一定量溶有生热剂的羟丙基瓜尔胶基液, 然后慢速搅拌下滴加pH调节剂.按交联比量取一 定√量的交联剂以及一定量的囊衣材料颗粒在6 000 r/min下缓慢加入羟丙基瓜尔胶的基液中直到液面 凸起,然后移入哈克♀黏度仪进行抗剪切性能实验.
                从图2可以看出,在实验ㄨ条件下,乙基纤维素、 石蜡对轻丙基瓜尔胶压裂液的抗剪切性能基本没影 响,因此不六号眉头一皱论是草酸微胶囊还是破裂以后的囊衣皮 对压裂液性能不会有影响,可以一起添加使用.
                2.4微胶囊包裹化学生热体▼系对压裂液性能的影 响
                将一定浓度的生热剂、0.08%的过硫酸铵∮(破胶 剂)及羟丙基瓜尔胶配成基液,用pH调节剂调节好 pH值后,加人0• 86%的草酸微胶囊,在6 000 r/min 左右的搅拌下按交联比加入硼砂交联液,交联好后 移入哈克流变仪进行压裂液抗剪切性能的测定.
                图3微悬浮了过来胶囊包裹化学生热体系对压裂液 抗剪切性能的影响
                从图3可以看出,加人微胶囊眼中充满了辛酸包裹化学生热体 系后,压裂液的黏度有所降低,但其体系的稳定性 及抗剪切⌒ 性能都保持较好,2 h后黏度都〓保持在300 mPai左右,在整个压裂施工过程中都能保持较好 的携⊙砂性能.
                3结论
                (1)压裂液基液加人生热剂后黏度有所降低,而 且加人的生热剂浓度越大,黏度▽降低越多;
                (2)含有生热剂的基液交联后,与不含生热剂〗的
                压裂液相比初始黏度有所降低,而且生那说明最想对付自己热剂的浓度〒 越大,初始黏度越低,但压裂㊣液的稳定性较好,在 170剪切速度下剪切2 h后,黏度能保持★在200
                mPa*S以上,可满足压裂施工的黏度要求.
                (3)将草酸微胶囊、破胶剂、生热剂等与压裂液 复配,压裂液的黏度有所降低,但其体系的◣稳定性及 抗剪切性能都保持较好,2 h后黏度都保持在300 mPa_ s左右,说明微胶囊包裹化学生热体系与该压 裂液体系有很好↑的配伍性.