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    高礦化度水質(zhì)下壓裂液適應(yīng)性研究

    2016-03-14 22:11:06羅風(fēng)杰長慶油田分公司油氣工藝研究院陜西西安710021
    化工管理 2016年33期
    關(guān)鍵詞:環(huán)江礦化度螯合

    羅風(fēng)杰(長慶油田分公司油氣工藝研究院,陜西 西安 710021)

    高礦化度水質(zhì)下壓裂液適應(yīng)性研究

    羅風(fēng)杰(長慶油田分公司油氣工藝研究院,陜西 西安 710021)

    長慶油田環(huán)江地區(qū)是增儲上產(chǎn)的重點產(chǎn)建區(qū)塊之一,該區(qū)油層具有埋藏深(2754m)、閉合應(yīng)力高(39.4MPa)、物性差(0.32md)等特點,儲層改造技術(shù)難度大,并且配液水Ca2+、Mg2+含量高,對壓裂液體系提出了更高要求。前期施工中壓裂液攜砂性能差、施工砂比低、易砂堵,嚴重影響了正常壓裂施工,達不到有效改造儲層的目的。為此,通過對水質(zhì)進行處理、對壓裂液體系進行配方優(yōu)化篩選,形成了環(huán)江長8主體改造壓裂液體系,極大地滿足了壓裂施工的要求。

    環(huán)江油田;高礦化度;交聯(lián)螯合;壓裂

    1 基本狀況

    環(huán)江地區(qū)壓裂施工存在工作壓力高,壓力波動大,砂濃度提升困難,平均攜砂濃度低,中途有降砂濃度現(xiàn)象,加砂難度高,入地液量大,究其主要原因是胍膠性能變差引起的。

    通過用FRA-PT壓裂設(shè)計軟件對壓裂施工曲線模擬人工裂縫產(chǎn)狀發(fā)現(xiàn)支撐裂縫長度較短、縫寬較小、鋪砂濃度低、裂縫導(dǎo)流通力差,說明前期壓裂施工不能達到充分改造儲層的目的。

    2 原因分析

    環(huán)江長8儲層溫度高(88.1℃),要求壓裂液具有良好的耐溫抗剪切性能,硼砂交聯(lián)壓裂液體系耐溫性能已不能滿足壓裂施工要求。在綜合分析環(huán)江長8油層填隙物特征的基礎(chǔ)上,優(yōu)選有機硼壓裂液配方體系。

    在前期施工中發(fā)現(xiàn)壓裂液體系攜砂性能無法滿足施工需要。在保證化工料合格以及配液程序正確的前提下,我們對水質(zhì)進行了測定分析,發(fā)現(xiàn)生產(chǎn)用水呈弱酸性,與常規(guī)工業(yè)用水相比,固含量高出十倍左右,礦化度較高,最高達到164.51mmol/ L。配制基液靜置后,罐底出現(xiàn)沉淀,罐頂粘度較低,整罐液樣上下分層明顯,極不均勻。加入交聯(lián)劑充分循環(huán)交聯(lián)后,交聯(lián)呈脆性,且交聯(lián)液穩(wěn)定性、挑掛性能差,而且極易脫水變脆,液體抗剪貼性極差,攜砂性能弱,說明該地區(qū)水質(zhì)很難滿足高壓、高溫的環(huán)江地區(qū)深井壓裂施工要求。

    3 對策制定

    實驗證明,高礦化度水中Ca2+、Mg2+等高價金屬離子濃度大,能與胍膠高分子基團發(fā)生作用,導(dǎo)致胍膠液體不溶脹、分層、粘度低以及交聯(lián)后的凍膠韌性、抗溫性能、抗剪切力差等問題,那么成功的降低配液水的礦化度成為解決問題的關(guān)鍵。

    結(jié)合現(xiàn)場施工條件以及在現(xiàn)有水質(zhì)的基礎(chǔ)上,經(jīng)過室內(nèi)多次試驗后終于研發(fā)出了能夠有效降低環(huán)江油田配液水高礦化度的新型螯合助溶劑AH-Z,它能夠利用其分子內(nèi)部高配位能力的官能團與水中的高價金屬離子結(jié)合達到有效降低礦化度的目的,這就成功的解決了胍膠分層、沉淀、不能溶脹的問題。與此同時,配合使用螯合穩(wěn)定劑AH-W可以有效提高胍膠基液交聯(lián)后的抗剪切性、抗溫性以及攜砂能力。

    何為螯合劑?金屬原子或離子與含有兩個或連兩個以上配位原子的配位體作用,生成具有環(huán)狀結(jié)構(gòu)的絡(luò)合物,該絡(luò)合物叫做螯合物。能生成螯合物的這種配體物質(zhì)叫螯合劑,也稱為絡(luò)合劑。又稱螯合配體(chelating ligand),螯合基團(chelating group)或多齒配體(mutidentate ligand)。

    螯合作用是螯合劑溶于水后發(fā)生電離,生成帶負電性的分子鏈,它與Ca2+、Mg2+等離子形成可溶于水的絡(luò)合物或螯合物,從而使無機鹽溶解度增加,起到助溶阻垢作用,并保證凍膠良好的攜砂性能,利于形成有效的支撐裂縫,且能及時徹底破膠。

    4 應(yīng)用效果

    壓裂液配方調(diào)整后,現(xiàn)場共施工500多口井,實踐證明采用加入螯合助溶劑(AH-Z)和螯合穩(wěn)定劑(AH-W),可減小金屬陽離子對壓裂液的影響,能夠形成有效穩(wěn)定的凍膠保證施工。

    新配方壓裂液施工井與前期壓裂井對比,施工壓力明顯降低,平均攜砂濃度得到提升,實現(xiàn)了平穩(wěn)連續(xù)加砂,壓后液體返排率和平均試油產(chǎn)量均明顯提高。

    壓裂軟件前后模擬也發(fā)現(xiàn)配方調(diào)整后,人工裂縫產(chǎn)狀各指標(biāo)均得到較大提高,說明壓裂施工達到了充分改造儲層的目的。

    [1]劉鳳琴,盧修峰,韓俊華.高砂比壓裂技術(shù)[J].油氣采收率技術(shù),1995.12,2(4):54~66.

    [2]馬新仿,張士誠,水力壓裂技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀[J],河南石油, 2002.1,16(1):44~49.

    [3]魏斌,黎榮劍,陳平等.鄂爾多斯盆地延長組油層壓裂配套改造技術(shù)[J].油氣井測試.2002年6月,11(3):55~60.

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    [5]趙益忠,曲連忠,王幸尊等,不同巖性地層水力壓裂裂縫擴展規(guī)律的模擬實驗[J],中國石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版), 2007.6,31(3):63~67.

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