CN101475798A - 一种用于180-200℃高温地层的油气井压裂液 - Google Patents

一种用于180-200℃高温地层的油气井压裂液 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种超高温油气井压裂增产技术中用于180－200℃高温地层的油气井压裂液。其技术方案是：该压裂液所用原料及各组分的重量百分比为，增稠剂0.3－0.6％、交联剂0.1－0.7％、粘土稳定剂0.3－0.6％、杀菌剂0.2－0.6％、pH调节剂0.1－0.4％、温度稳定剂0.3－0.6％、助排剂0.2－0.7％、破胶剂200－1500ppm，氯化钾2％，水94－96％。本发明的高温压裂液主要是采用了耐高温的羟丙基羧甲基胍胶作增稠剂和用有机硼及有机锆复合的高温交联剂。该压裂液具有很好的抗剪切，耐温性，能在 190℃下，170s－1剪切120min粘度还可以保持在70－80MPa.s，破胶效果好，具有降低压裂液摩阻和低渗透率等优点。该压裂液成功运用在地层温度为184.6C的胜利油田桩古63井。

Description

一种用于180-200℃高温地层的油气井压裂液
技术领域
本发明涉及一种超高温油气井压裂增产技术改造中使用的180-200℃高温地层的油气井压裂液。
背景技术
我国油气资源质量相对贫差。剩余石油可采储量中，低渗或特低渗油、重油、稠油和埋深大于3500m的占50％以上；待探明的可采资源量将是埋深更大、质量更差、边际性更强的难动用资源。在石油可采、易采储量不断减少的情况下，油田勘探开发已从海洋、复杂地层、深井、中深井以及超深井方面发展，这些超深井一般都在4000米以上。对于4000米以上的油气井在正常温度梯度下，地层温度都在120℃以上，而那些异常高温度梯度的油气井的温度可以达到150℃以上。为了增产，在对深层，高温油气井进行压裂改造时面临着以下问题：地层温度高，要求压裂液具有良好的耐温性能并且由于压裂液流经的管路较长，经历的高剪切时间增加，要求压裂液具备在高温及高剪切下的良好的粘度恢复性，还要具有延迟交联性能，以降低流动摩阻。如今现有的压裂液不能满足这些要求，所以开发一种耐温性能好，成本适中的超高温压裂液是一项迫切任务(陈渊其，中国网《关于我国油气资源战略问题的建议》www.china.org.cn，2002-3-5)。现有的压裂液普遍使用于120℃以下的地层，适用于高温地层(120℃以上)比较少，如EP0302544A2，而能满足超高温(150℃以上)地层的压裂液目前市场上还很少见，而能满足180℃以上地层温度的压裂液国内还未见报道。
发明内容
本发明的目的是：为了提高压裂液的耐温性能，使压裂液在高温高剪切的情况下具有良好的粘度，具有良好的携砂性能，以适应油气田增产技术改造的需要，从而提高原油产量，特提供一种用于180-200℃高温地层的油气井压裂液。
为了达到上述目的，本发明提出的技术方案是：一种用于180-200℃高温地层的油气井压裂液，其特征是：压裂液所用原料及各组分的重量百分比如下，其中单位为克或千克，增稠剂0.3～0.6％，用羟丙基羧甲基胍胶、或魔芋胶、或田菁胶、或羧甲基纤维素中的一种；交联剂0.1～0.7％是有机硼及有机锆复合的高温交联剂，用与硼及锆复合的配体是乙基丁基丙二醇、或季戊四醇、或新戊二醇或二甘醇二苯中的一种；粘土稳定剂0.3-0.6％，是用乙烯吡咯烷酮与乙烯-1-取代甲基三烷基氯化乙胺醚的共聚物，其中的烷基为1-3个碳原子的脂肪烃链，三个烷基可以相同，也可以不同；杀菌剂0.2-0.6％，用甲醛或戊二醛的一种；pH调节剂0.1-0.4％，用碳酸氢钠或氨水中的一种，最终pH为9-10；温度稳定剂0.3-0.6％，用三乙醇胺、或吗啉、或N，N-二烷基羟胺，其中烷基为1-3个碳原子的脂肪烃链；破胶剂200-1500ppm，用过硫酸钠或过硫酸铵中的一种，破胶剂采用胶囊形式；助排剂0.2-0.7％，用1，3-二基氧化胺-2-丙醇，其中烷基为1-4个碳原子的脂肪烃链、或十二烷基三甲基氯化铵中的一种；氯化钾2％；水为94-96％。
本发明所提供的油气井压裂液的制备方法是：先将耐高温的羟丙基羧甲基胍胶按0.3-0.6％配比的粉剂和氯化钾2％，加入盛有500mL试验用水的吴茵混调器中，使其在低速下搅拌5分钟左右，然后用调压变压器控制电压在50V-55V，使混调器再在600r/min左右的转速下高速搅拌10分钟左右，使其成为均匀的溶液，倒入烧杯中加盖，放入恒温60℃水浴锅中静止恒温4小时，使基液粘度趋于稳定；然后加入碳酸氢钠调节液体pH为10，同时加入温度稳定剂0.5％，助排剂0.5％，粘土稳定剂0.5％，加入0.3％的交联剂，搅拌均匀，得到该油气井压裂液。
本发明的超高温压裂液主要是采用了耐高温的羟丙基羧甲基胍胶和有机硼及有机锆复合的高温交联剂，与硼及锆复合的配体是乙基丁基丙二醇或季戊四醇或新戊二醇或二甘醇二苯中的一种。
本发明所述的超高温压裂液的基液粘度在80mPa.s左右，在温度为80℃，排量为5m3/min，管径为76mm的摩阻实验中，降阻率可以达到37.99％。
与现有技术相比，本发明产品的有益效果是：该压裂液具有很好的抗剪切，耐温性，能在190℃下，170s-1剪切120min粘度还可以保持在70-80mPa.s，破胶效果好，完全适用于超高温油气井的压裂增产改造，从而提高原油天然气产量。该压裂液成功运用在地层温度为184.6℃的胜利油田桩古63井。
附图说明
图1为本发明产品在180℃下超高温压裂液粘度-时间曲线
图2为本发明产品在190℃下超高温压裂液粘度-时间曲线
具体实施方式
实施例1
称取5.4g羟丙基羧甲基胍胶和20g氯化钾在固相下混合均匀，加入1000ml水，在混调器中搅拌10min，将液体放置半小时使胍胶充分溶胀，再加入5g甲醛，5g1，3-二(烷基氧化胺)-2-丙醇，加入1.5g碳酸氢钠，5g乙烯吡咯烷酮与乙烯-1-取代甲基三烷基氯化乙胺醚的共聚物和5g N，N-二烷基羟胺，完成基液的配制，测得基液表观粘度为77mpa·s，表面张力为32.2mN/m。
实施例2
称取5.5g羟丙基羧甲基胍胶和20g氯化钾在固相下混合均匀，加入1000ml水，在混调器中搅拌10min，将液体放置半小时使胍胶充分溶胀，再加入5g甲醛，5g1，3-二(烷基氧化胺)-2-丙醇，加入1.5g碳酸氢钠，5g乙烯吡咯烷酮与乙烯-1-取代甲基三烷基氯化乙胺醚的共聚物和5g N，N-二烷基羟胺，完成基液的配制，测得基液表观粘度为82mpa·s。
实施例3
称取5.6g羟丙基羧甲基胍胶和20g氯化钾在固相下混合均匀，加入1000ml水，在混调器中搅拌10min，将液体放置半小时使胍胶充分溶胀，再加入5g甲醛，5g1，3-二(烷基氧化胺)-2-丙醇，加入1.5g碳酸氢钠，5g乙烯吡咯烷酮与乙烯-1-取代甲基三烷基氯化乙胺醚的共聚物和5g N，N-二烷基羟胺，完成基液的配制，测得基液表观粘度为84mpa·s。
实施例4
对实施例1的基液进行摩阻实验，分别在40℃和80℃测得不同管径下相对于清水的降阻率见下表。
表1    不同管径、温度条件下GHPG的降阻率
Figure A200910058231D00061
实施例5
按照实施例1配制基液，在搅拌下加入3g有机硼和有机锆复合交联剂，放置使压裂液交联形成冻胶。冻胶在180℃、170s-1高温评价结果显示(附图1)，该超高温压裂液冻胶粘度在20min内保持在300mPa.s以上，剪切60min后粘度保持在100mPa.s左右，当剪切时间延长至90min后粘度还略有上升，上升幅度为15-20mPa.s；当连续剪切120min后其粘度仍然保持在90-100mPa.s。整条曲线在后半部分其粘度基本维持相对稳定状态，显示了优异的抗剪切性能，试验结果证明，超高温压裂液在技术上取得了实质性的突破。
实施例6
按照实施例1配制基液，在搅拌下加入3g机硼和有机锆复合交联剂，放置使压裂液交联形成冻胶。冻胶在190℃、170s-1高温评价结果显示(附图2)，该超高温压裂液冻胶粘度在剪切60min后粘度保持在60-70mPa.s左右，当剪切时间延长至90min后粘度有较大幅度上升，上升幅度为70-80mPa.s，粘度上升至150mPa.s左右；当连续剪切120min后其粘度仍然保持在70-80mPa.s。
实施例7
按照实施例1配制基液，在搅拌下加入3g机硼和有机锆复合交联剂，放置使压裂液交联形成冻胶，加入50ppm过硫酸铵，在180℃条件下进行170s-1连续剪切，该超高温压裂液冻胶在50ppm破胶剂作用下，剪切30min后粘度保持在50mPa.s左右；当剪切时间延长至50min后，粘度降低至20mPa.s；剪切70min后，粘度降低为10mPa.s以下。
实施例8
按照实施例1配制基液，在搅拌下加入3g有机硼和有机锆复合交联剂，放置使压裂液交联形成冻胶，加入50ppm过硫酸铵，使其在180℃条件下破胶。在170s-1破胶液表观粘度为3mPa.s。取40ml破胶液盛在四只离心管中，在3000r/min的转速下离心30min，用清水洗涤三次，取出后放入105℃的烘箱中加热烘干，称重。本发明的超高温压裂液的残渣含量为587mg/L，残渣率为10.6％，能够满足施工要求。
实施例9
按照实施例1配制基液，在搅拌下加入3g有机硼和有机锆复合交联剂，放置使压裂液交联形成冻胶，加入300ppm过硫酸铵，使其在180℃条件下破胶。用岩心流动实验用来确定在模拟井处理情况下的地层样品对处理液的效果。本发明的超高温压裂液的渗透率为11.26mD，滤失系数为3.56×10-4m/min0.5。
实施例10
取新疆粘土在10MPa压力下压制10min，得到粘土饼，放入防膨测定仪中，加入按照实施例1的配方配制的压裂液15ml，24小时最终防膨率为86.05％。
实施例11
胜利油田桩古63井位于山东省东营市河口区仙河镇东北约16.5km，实施压裂改造为上古生界石炭系的太原组(4738.2-4742.4m)，本井奥陶系4672.24m完井测试数据，折合地温梯度为3.89℃/100m，压裂层段地层温度预计为184.6℃，国内还未对如此高温度的层段进行过压裂，所以就要求压裂液具有良好的耐温、抗剪切能力。
按照实例1的配比配置275m3超高温压裂液，基液粘度检测97mPa.s，实验流变实验结果显示，180℃，170s-1，剪切60min后冻胶粘度为90-100mPa.s。桩古63井实际入地液量245.63m3，设计加砂26m3，实际加砂26m3，压裂施工很成功，表明该发明所涉及的超高温压裂液能满足超高温地层压裂施工的需要。

Claims (2)

1、一种用于180-200℃高温地层的油气井压裂液，其特征在于：压裂液所用原料及各组分的重量百分比如下，其中单位为克或千克，增稠剂0.3～0.6％，用羟丙基羧甲基胍胶、或魔芋胶、或田菁胶、或羧甲基纤维素中的一种；交联剂0.1～0.7％用有机硼及有机锆复合的高温交联剂，与硼及锆复合的配体是乙基丁基丙二醇、或季戊四醇、或新戊二醇、或二甘醇二苯中的一种；粘土稳定剂0.3-0.6％，是用乙烯吡咯烷酮与乙烯-1-取代甲基三烷基氯化乙胺醚的共聚物，其中的烷基为1-3个碳原子的脂肪烃链，三个烷基可以相同，也可以不同；杀菌剂0.2-0.6％，用甲醛或戊二醛的一种；pH调节剂0.1-0.4％，用碳酸氢钠或氨水中的一种，最终pH为9-10；温度稳定剂0.3-0.6％，用三乙醇胺、或吗啉或、N，N-二烷基羟胺，其中烷基为1-3个碳原子的脂肪烃链；破胶剂200-1500ppm，用过硫酸钠或过硫酸铵中的一种，破胶剂采用胶囊形式；助排剂0.2-0.7％，用1，3-二烷基氧化胺-2-丙醇，其中烷基为1-4个碳原子的脂肪烃链或十二烷基三甲基氯化铵中的一种；氯化钾2％；水为94％-96％。
2、根据权利要求1所述的油气井压裂液，其特征是：该压裂液的制备方法是，先将耐高温的羟丙基羧甲基胍胶按0.3-0.6％配比的粉剂和氯化钾2％，加入盛有500mL试验用水的吴茵混调器中，使其在低速下搅拌5分钟左右，然后用调压变压器控制电压在50V-55V，使混调器再在600r/min左右的转速下高速搅拌10分钟左右，使其成为均匀的溶液，倒入烧杯中加盖，放入恒温60℃水浴锅中静止恒温4小时，使基液粘度趋于稳定；然后加入碳酸氢钠调节液体pH为10，同时加入温度稳定剂0.5％，助排剂0.5％，粘土稳定剂0.5％，加入0.3％的交联剂，搅拌均匀，得到该油气井压裂液。
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