CN103788936B - 一种高强度油气井暂堵剂、制备及其应用 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及高强度油气井暂堵剂、制备及其应用。所述油气井暂堵剂主要由如下成分经交联反应制备而成：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5～3：1.3～2：2.8～3：1.7～2；优选为3：2：3：2。本发明的油井暂堵剂具有如下优点：强度高，形成滤饼，可溶性好，有利于返排，方法操作简单，时间可控。
Description
技术领域
本发明涉及石油领域，具体说，涉及一种高强度油气井暂堵剂、制备及其应用。
背景技术
斜直井多个层进行分层压裂改造时，通常使用投球滑套+封隔器来实现，改造效率低下，一段工具只能改造一个层位；由于工具本身的原因，经常会出现滑套打不开导致多数层位无法改造；下入工具数量越多，下入风险和施工风险大。
水平井多段压裂时，采用投球滑套+封隔器来实现。同样存在斜直井分层压裂的问题。如图1、图2所示。
因此，迫切需要发明一种新的分层/分段压裂方式，提高压裂改造效率与压后效果。
发明内容
本发明的一个目的在于提供一种高强度油气井暂堵剂。
本发明的另一目的在于提供所述油气井暂堵剂的制备方法。
本发明的再一目的在于提供所述油气井暂堵剂在油气井暂堵处理中的应用。
本发明的又一目的在于提供应用本发明所述油气井暂堵剂对油气井暂堵的处理方法。
为达上述目的，一方面，本发明提供了高强度油气井暂堵剂，所述油气井暂堵剂主要由如下成分经交联反应制备而成：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5～3：1.3～2：2.8～3：1.7～2。
其中进一步优选为所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的重量比为3：2：3：2。
根据本发明所述的油气井暂堵剂，所述稠化剂为香豆胶与聚丙烯酰胺按质量4:6的比例混合而成；所述分散剂为聚乙烯蜡；所述胶合剂为糊精；所述耐温材料为碳化硼。
其中所述的香豆胶、聚丙烯酰胺、聚乙烯蜡、糊精、碳化硼均为本领域常规试剂，使用现有技术中本领域惯用的上述市售试剂即可，譬如，本发明优选使用的是：
所述香豆胶可以为深圳江源商贸有限公司、湖北兴众诚科技有限公司或郑州诚旺化工产品有限公司生产的香豆胶；
所述聚丙烯酰胺可以为阴离子聚丙烯酰胺，譬如分子量1600-2000万的阴离子聚丙烯酰胺，再譬如聊城市长龙化工原料有限公司生产的阴离子聚丙烯酰胺；
所述聚乙烯蜡通常为白色超细粉末，熔点115℃，粒度（Dv50）5-6μm，譬如为南京天诗新材料科技有限公司生产的型号PEW-0251的聚乙烯蜡；
所述的糊精譬如为郑州银鹤糊精有限公司生产；
所述碳化硼通常为相对密度2.52，莫氏硬度9.3，熔点2350摄氏度，譬如为郑州市金石耐材有限公司生产的碳化硼。
根据本发明所述的油气井暂堵剂，所述交联反应为在150-200℃条件下，30-45MPa压力容器内反应3小时。
另一方面，本发明还提供了本发明所述油气井暂堵剂的制备方法，所述方法包括将如下主要成分进行交联反应：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5～3：1.3～2：2.8～3：1.7～2。
其中进一步优选所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的重量比为3：2：3：2。
再一方面，本发明还提供了本发明所述油气井暂堵剂在油气井暂堵处理中的应用。
又一方面，本发明还提供了应用本发明所述油气井暂堵剂对油气井暂堵的处理方法，所述方法包括如下步骤：将所述油气井暂堵剂注入地层，所述暂堵剂在地层继续交联反应，形成滤饼。
本发明的暂堵剂受压差控制，再注入过程中没有压差变化，当进入裂缝后，提高施工排量，形成压差，随之形成滤饼。
本发明的油气井暂堵剂的实施方法是在施工过程中实时地向地层中加入该暂堵剂，该剂为粘弹性的固体小颗粒，遵循流体向阻力最小方向流动的原则，暂堵剂颗粒进入地层中的裂缝或高渗透层，在高渗透带产生滤饼桥堵，可以形成高于裂缝破裂压力的压差值,使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，从而压裂液进入高应力区或新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化。产生桥堵的暂堵剂在施工完成后溶于地层水或压裂液，不对地层产生污染。
根据本发明所述的方法，所述地层为井温30-150℃储层。
根据本发明所述的方法，所述交联反应为施工排量提高时的膨胀胶结快速形成滤饼。
对不同储层特性、不同封堵控制的作用，经过拟合计算确定本发明的油气井暂堵剂针对不同储层的有效用量。通过特殊工艺技术,可实现支撑剂均匀分布在裂缝中、控制裂缝延伸有效长度、实现多裂缝的形成、实现裂缝转向等。
暂堵剂用量计算
1)原则
①平面上的转向:暂堵剂的用量是所形成的压差满足地层最大主应力与最小主应力的差值的函数。
②多裂缝的原则:区块的破裂压力与前次缝开启压力的差值的函数。
③纵向上的控制:剖面上最小主应力差值的函数。
2)暂堵剂用量计算公式
Rcake=Δp/μu
式中：Rcake为滤饼阻力，m-1；Δp为滤饼两侧的压降；μ为携带液粘度；u为流过滤饼的曲积流量。
定义一特定的滤饼阻力α，则：
α=1/ρdiv(1-φcake)Kcake
从而可求出通过滤饼的压降为：
Δp=αμucdivρdivV/A
式中：ρdiv为转向颗粒的密度，Kg/m3；φcake为滤饼的孔隙度；Kcake为滤饼渗透率；cdiv为转向颗粒的浓度，m3颗粒/m3溶液；V为注入转向液的总体积，m3；A为滤饼的表面积。
通过滤饼的Darcy定律可得：
Δp=μLu/Kcake
滤饼厚度L与注入剂的液量关系为：
L=cdivV/(1-φcake)A
滤饼阻力Rcake和特定的滤饼阻力α的关系为：
Rcake=acdivρdivV/A
滤饼增长的方程式为：
dρaj/dt=2πKjhjΔP/u[ln(re/rw)+Sj+2πKjhjRcake/A]×c′div/Aj
在一定的用量范围内(3-5kg)，可以使支撑剂均匀分布在裂缝中；
在一定的用量范围内(8-10kg)，可以控制裂缝的有效缝长；
在一定的用量范围内(15-20kg)，在加砂中或二次加砂前，可以形成多裂缝；
在一定的用量范围内(50-100kg)，可以形成新的裂缝，在地应力决定条件下，可以使裂缝方向发生变化。
具体而言，暂堵剂投送可以参照现有技术其他暂堵剂的投送方法，譬如可以为以下二种投送方式：
暂堵剂投送方法1及步骤：
使用混砂车等现有技术设备，裂缝加砂压裂顶替结束后，停泵，关闭井口油管闸门，打开放喷管线闸门，地面高压管线泄压；
将暂堵剂装入软管线，与混砂车排出口连接；
关闭全部混砂车向低压管汇供液阀门；
打开旋塞阀和混砂车排出阀门，混砂车平缓加压将暂堵剂完全推进高压管汇，关闭旋塞阀和混砂车排出口阀门；
关闭放喷管线闸门，打开井口油管闸门，启动1台压裂车以0.5-1.0m3/min排量将暂堵剂由地面管线送入井筒，然后启动其他压裂车，用前次裂缝的裂缝加砂压裂顶替量以1.5-2.0m3/min排量将暂堵剂送到裂缝位置，按设计进行下条裂缝施工。
暂堵剂投送方法2及步骤：
使用水泥车等现有技术设备，裂缝加砂压裂顶替结束后，停泵，关闭井口油管闸门，打开放喷管线闸门，地面高压管线泄压。关闭阀门；
将暂堵剂装入软管线，分别与水泥车排出口（通过泵液电机连接）和旋塞阀连接；
打开旋塞阀；
水泥车供液（活性水），启动供液电机，加大油门平缓加压将暂堵剂完全推进至井口高压管线，关闭旋塞阀；
关闭放喷管线闸门，打开阀门和井口油管闸门，启动1台压裂车以0.5-1.0m3/min排量将暂堵剂由地面管线送入井筒，然后启动其他压裂车，用前次裂缝的顶替量以1.5-2.0m3/min排量将暂堵剂送到裂缝位置，按设计进行下条裂缝施工。
综上所述，本发明提供了一种高强度油井暂堵剂、制备及其应用。本发明的高强度油井暂堵剂由稠化剂、分散剂、胶合剂、耐温材料，按照比例，在地面高温高压下通过交联反应以及物理法的势能活化得到的颗粒型暂堵剂。一次交联是在生产时完成物化反应，形成颗粒，在应用时，颗粒随液体进入炮眼和裂缝后，在压力差下获得势能后继续反应交联，形成高强度的滤饼。从而具备颗粒性的高强度，又具备了交联型堵剂的好封堵率。具备了用量少，形成压差大，压后完全溶解无污染的特点。本发明的油井暂堵剂具有如下优点：
强度高：具有很高的承压能力。
形成滤饼：在地层可以形成滤饼，封堵率高，封堵效果好。
可溶性好：在工作液中可以完全溶解，不造成新的伤害。
有利于返排：内含表面活性剂，有利于助排。
方法操作简单：投入方法简单，不会给压裂设备带来新的负担。
时间可控：所需的压力和封堵时间，可以通过应用量剂大小、成分组成、颗粒大小控制。
附图说明
图1是现有技术中斜直井暂堵剂分层压裂与常规分层压裂的对比示意图；
图2是现有技术中水平井多段多缝体积压裂与常规分段压裂的对比示意图；
图3是制备实施例1产品60℃下溶解曲线；
图4是制备实施例1产品80℃下溶解曲线；
图5是制备实施例1产品100℃下溶解曲线；
图6是制备实施例1产品120℃下溶解曲线；
图7是应用实施例1产品对人造岩心封堵状况电镜扫描图片；
图8为应用实施例1的效果图；
图9为应用实施例1的压裂压后求产曲线；
图10、图11为应用实施例2的暂堵分层体积压裂井下微地震监测结果及压裂改造体积拟合示意图；
图12为应用实施例3的加砂压裂施工曲线；
图13为应用实施例3的裂缝监测解释结果，即压裂裂缝分布图；
图14为应用实施例3的压后生产曲线；
图15为应用实施例4的加砂压裂施工曲线；
图16为应用实施例4的裂缝监测解释结果，即压裂裂缝分布图；
图17为应用实施例4的压后生产曲线；
图18为应用实施例4的套压下降速率曲线；
图19为应用实施例4的单位压降采气量曲线；
图20为应用实施例4的产量-套压关系曲线；
图21为应用实施例4的常规水平井的产量-套压关系曲线；
图22为应用实施例5的加砂压裂施工曲线；
图23为应用实施例5的井下微地震裂缝监测图；
图24为应用实施例5的空井筒段段内多缝体积压裂压后生产曲线。
具体实施方式
以下通过具体实施例详细说明本发明的实施过程和产生的有益效果，旨在帮助阅读者更好地理解本发明的实质和特点，不作为对本案可实施范围的限定。
制备实施例1
物料比例：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为3：2：3：2。
所述稠化剂为香豆胶与聚丙烯酰胺按质量4:6的比例混合而成；所述分散剂为聚乙烯蜡；所述胶合剂为糊精，所述糊精稀释到3%时粘度为20mpa.s；所述耐温材料为碳化硼。
将上述成分混合后，在180℃条件下，30-45MPa压力容器内反应3小时。
所得暂堵剂的溶解性能如图3-图6所示。
制备实施例2
物料比例：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5：1.3：2.8：1.7。
所述稠化剂为香豆胶与聚丙烯酰胺按质量4:6的比例混合而成；所述分散剂为聚乙烯蜡；所述胶合剂为糊精，所述糊精稀释到2.5%时粘度为17mpa.s；所述耐温材料为碳化硼。
将上述成分混合后，在200℃条件下，30-45MPa压力容器内反应3小时。
制备实施例3
物料比例：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5：2：2.9：1.8。
所述稠化剂为香豆胶与聚丙烯酰胺按质量4:6的比例混合而成；所述分散剂为聚乙烯蜡；所述胶合剂为糊精，所述糊精稀释到2.7%时粘度为18.4mpa.s；所述耐温材料为碳化硼。
将上述成分混合后，在150℃条件下，30-45MPa压力容器内反应3小时。
现场应用实施例，使用制备实施例1产品，进行现场施工应用：
应用实施例1：
裸眼完井斜井，目的层凝灰岩，天然裂缝发育，暂堵分层网络压裂。结果如图8、图9及表1所示。对人造岩心封堵状况如图7所示。
表1
| 裂缝网络长度m | 95.9 | 195.8 | 136.2 |
| 裂缝网络高度m | 25 | 50 | 40 |
| 裂缝网络宽度m | 20.3 | 50.5 | 39.4 |
| 裂缝网络方位 | N38.3°E | N42.9°E | N30.7°E |
应用实施例2：
致密砂岩斜井，发育天然裂缝，目的层段筛管完井，暂堵分层体积压裂。结果如图10、图11所示。表明应用本发明的暂堵剂后地层出现分布更加均匀的压裂缝。
应用实施例3：
苏53-78-38H井垂深3334m，水平段长1000m，地层温度108.5℃，地层压力系数0.824，目的层盒8段，压裂形成横向缝。依据段内多裂缝体积压裂理论，设计7段12条缝，油管注入，注入压裂液3890.7m3，加入中密度高强度陶粒420.0m3，平均砂比23.5%，最高砂比33.4%，施工排量3.6m3/min。2011年12月3日投产，截止到2013年3月4日，套压7.79MPa，套压下降速率0.0287MPa/d，油压1.2MPa，累计产气5312.25×104m3，单位压降产气量403.05×104m3/MPa。结果如图12、图13和图14所示。其中图13的1A、1B至7A、7B都分别表示不同的压裂缝，该图表明应用本发明的暂堵剂后，能够产生更多的压裂缝。
应用实施例4：
苏53-78-27H井垂深3377.5m，水平段长1000m，地层温度102.6℃，地层压力系数0.87，目的层山1段，压裂形成横向缝。依据段内多裂缝体积压裂理论，设计5段15条缝，油管注入，长短缝布缝，注入压裂液5833.1m3，加入中密度高强度陶粒660.0m3，平均砂比20.7%，最高砂比30.5%，施工排量3.8～4.0m3/min。2012年5月28日投产，截止到2013年3月4日，套压15.08MPa，套压下降速率0.027MPa/d，油压1.41MPa，累计产气4886.04×104m3，单位压降产气量649.74×104m3/MPa。
在苏53区块共试验6口井多内多缝，分别从这6口井对应的上下左右方位相邻最近处各选取2口物性相近井，对该工艺与常规分段压裂水平井、长水平段分段压裂水平井、常规分段大规模压裂水平井进行对比分析，主要对比套压下降速率、单位压降产气量、累计产气量等关键指标（图18）。对比井目的层盒8、山1，水平段长1000～1200m，长水平段井水平段长1750～2200m。
结果如图15、图16和图17，图18-图21所示。其中图16的1A、1B至5A、5S都分别表示不同的压裂缝，该图表明应用本发明的暂堵剂后，能够产生更多的压裂缝。
应用实施例5：
SU82-50井目的层粗砂岩，水平段长度2200m，完井工具串进入水平段900m后卡死，其余1300m井段为空井筒，采取段内多缝技术进行补救。
结果如图22、图23和图24所示。其中图23中不同颜色深度的点表示不同的压裂缝，该图表明，应用本发明的暂堵剂后，能够产生比现有技术更多的压裂缝。
本发明还提供了如下试验例，以进一步对本发明的油气井暂堵剂进行说明：
试验例一、本发明油气井暂堵剂溶解性能：
对制备实施例1产品进行溶解性能测试，结果如图3-图6所示。
试验例二、本发明油气井暂堵剂强度
1测试目的
本发明油气井暂堵剂在压裂过程中起着关键的作用，它关系着压裂施工的成败，暂堵剂的强度是关键，本测试主要是通过测试其突破压力来确定暂堵剂的强度，达到评价暂堵剂的目的。
2工艺流程
实验采用的流动试验仪器是目前国内最先进的自动化仪器，数据处理采用先进的计算机软件处理技术。
3实验测试结果
突破压力试验，是采用通过人造充填岩心的方法，使用岩心流动实验仪来评价的。岩心使用压裂砂充填而成。充填后的岩心基本参数见表2。
表2、实验岩心基本参数
| 岩心编号 | 岩心长度 | 岩心直径 | 注水压差 | 平均水相渗透率（μm2） |
| 01 | 5cm | 2.54cm | 0.128MPa | 2.66 |
| 02 | 5cm | 2.54cm | 0.135MPa | 2.21 |
| 03 | 5cm | 2.54cm | 0.147MPa | 1.93 |
| 04 | 5cm | 2.54cm | 0.153MPa | 1.63 |
| 05 | 5cm | 1.6cm | 0.137MPa | 2.03 |
| 06 | 5cm | 1.6cm | 0.177MPa | 1.12 |
表3、分散态突破压力测试结果
表4、滤饼突破压力测试结果
| 岩心编号 | 厚度（cm） | 突破压力（MPa） | 备注 |
| 05 | 0.9 | 23MPa突破 | 已经达到平流泵上限。 |
| 06 | 0.5 | 12.3 | 突破前只有少量的液体流出。 |
从实验数据可以看出，该暂堵剂一旦形成滤饼后，突破压力就很高，滤饼厚度达到或超过0.9cm就很难突破。
试验例三、本发明油井暂堵剂微观特征
暂堵剂成胶状态
室内应用电镜，对人造岩心封堵状况进行观测（见图7）。从结果可明显看出所有孔隙都被暂堵剂粘附、堵塞，且在放大1500倍时未见有未堵塞孔隙，证明暂堵剂具有良好的封堵能力。
试验例四、本发明油井暂堵剂承压状态下暂堵剂与壁面粘附性能测试
表5
| 样品 | 环压MPa | 外力大小N | 断裂情况 | 强度大小 |
| 制备实施例1 | 4.0 | 3.4 | 沿缝断裂 | σg-w>σg |
备注：σg自身抗拉强度，σg-w胶体-壁面间的粘附强度
在4MPa的环压条件下，经过30min后，用掉片的方法测得油井暂堵剂与裂缝壁面分离的压力为3.4N。
试验例五、本发明油气井暂堵剂承压状态下暂堵剂变形伸长能力
暂堵剂在常温条件下完全膨胀后，取1cm长度样品，放置于岩芯夹持器夹住，逐渐加压，至暂堵剂不再伸长为止。
表6
| 样品 | 原长(mm) | 压后长度(mm) | 伸长率（%） |
| 制备实施例1 | 20.7 | 34.0 | 64.0 |
油气井暂堵剂最大伸长率为64%，承压伸长性能较好，韧性较好。
试验例六、水不溶物测试
暂堵剂水不溶物按下式计算：
S=（m2－m3）／0.25（1－W）×100%
式中：S为压裂暂堵剂水不溶物含量％；
m2为水不溶物和离心管总质量g；
m3为离心管质量g；
0.25为50g溶液中暂堵剂的质量g；
在同一实验条件下，做平行实验，测定结果之差不大于0.5%时，取算术平均值作为最终结果（表7）。
表7、水不溶物测定
Claims (11)
1.一种油气井暂堵剂，其特征在于，所述油气井暂堵剂主要由如下成分经交联反应制备而成：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5～3：1.3～2：2.8～3：1.7～2；所述稠化剂为香豆胶与聚丙烯酰胺按质量4:6的比例混合而成；所述分散剂为聚乙烯蜡；所述胶合剂为糊精；所述耐温材料为碳化硼。
2.根据权利要求1所述的油气井暂堵剂，其特征在于，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为3：2：3：2。
3.根据权利要求1所述的油气井暂堵剂，其特征在于，所述糊精稀释到2.5％-3％时粘度为17-20mpa.s。
4.根据权利要求1或2所述的油气井暂堵剂，其特征在于，所述交联反应为150-200℃条件下，30-45MPa压力容器内反应3小时。
5.权利要求1～4任意一项所述油气井暂堵剂的制备方法，其特征在于，所述方法包括将如下主要成分进行交联反应：稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为2.5～3：1.3～2：2.8～3：1.7～2。
6.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，所述稠化剂、分散剂、胶合剂和耐温材料的质量比为3：2：3：2。
7.根据权利要求5所述的制备方法，其特征在于，所述交联反应为150-200℃条件下，30-45MPa压力容器内反应3小时。
8.权利要求1～4任意一项所述油气井暂堵剂在油气井暂堵处理中的应用。
9.应用权利要求1～4任意一项所述油气井暂堵剂对油气井暂堵的处理方法，其特征在于，所述方法包括如下步骤：将所述油气井暂堵剂通过地面高压管线用油基液体由井筒注入送达地层，所述暂堵剂在施工排量提高条件下继续交联反应形成滤饼。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述地层为井温30-150℃储层。
11.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述交联反应为2分钟。
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