低伤害耐高温压裂液的研制与应用
摘要
水力压裂作为一项油水井增产、增注技术在低渗透油气田投产、增产中显得特别重要，而压裂液的性能直接影响压裂施工的成功与否。
本文首先通过大量的理论分析研究指出：表面活性剂溶液要具有粘弹性性质，活性剂要具备特定的分子结构，在辅剂存在下才能形成棒状、蠕虫、六角、层状等胶束，溶液出现网状结构满足压裂液的要求。室内合成了CTCB阳离子表面活性剂，建立了CTCB与NaSal的50-80℃清洁压裂液体系。合成了新型双子表面活性剂，优化压裂液配方，建立了抗温性能达到了90-120℃清洁压裂液体系。这两种体系均具有良好的耐剪切性能，拓宽了清洁压裂液应用范围。使用显微镜和SEM观察了主剂CTCB以及CTCB和NaSal在不同浓度下的胶束形态及结构，结果表明在辅剂NaSal存在情况下，胶束体积增大，出现网状结构，体系表现出高聚物溶液的粘弹性性质。实验研究表明，清洁压裂液具有用量少，摩阻小，携砂力强，油井增产显著的特点；而且不需交联剂、破胶剂和其它化学添加剂，对地层伤害小并使充填层保持良好。
其次，室内合成了三元共聚物压裂液稠化剂CAMPS及交联剂OB-140，优化合成条件及配方。该体系在180℃剪切100min后粘度仍维持在80mPa·s左右，在120-180℃表现出良好的耐温性能和较强的耐剪切性能，满足压裂施工要求。
室内合成了有机硼、锆TG-401复合交联剂，研制和优化了高温稳定剂。用CAMPS作为稠化剂，该体系在170s~(-1)、200℃条件下连续剪切150min后，粘度仍维持在100mPa·s左右，表明该压裂液体系耐温超过200℃。
最后，为更好更有效地设计使用压裂液，本文分析研究了压裂施工中压裂液注入对油层和裂缝温度场的变化，建模、编制了预测油层及裂缝温度分布的程序，预测前置液、压裂液进入油层的降温幅度及规律。为压裂液配方设计（稠化、交联、破胶等药剂最低使用浓度）提供理论依据，充分发挥压裂液的抗温、破胶水化返排性能。清洁压裂液和高温压裂液在大庆、辽河油田两个区块进行现场应用，取到非常好的应用效果。
As an important stimulation, hydraulic fracturing is particularly important in putting into production and increasing production of low-permeability oil and gas fields.Performance of the fracturing fluid affects the effect of fracturing directly.
Firstly based on a large number of theoretical analysis it is pointed out that the surfactant solution should have viscoelastic properties and active agent should have a specific molecular structure to form the micelles of rods, worms, hexagonal, lamellar and so on with the presence of adjuvants. The solution appears net structure so as to meet the requirements for fracturing fluids. We synthesized a CTCB cationic surfactant indoors, established a clean fracturing fluid system of CTCB and NaSal at50-80℃, as well as we synthesized a new Gemini surfactant indoors, optimized the fracturing fluid formulation. Its temperature resistance reaches90-120℃.Both of the systems have good performance of heat resistance and shear resistance, which broaden the application scope of clean fracturing fluid. We observed the micelle morphology and structure of the main agent CTCB as well as CTCB and NaSal at different concentrations by using a microscope and an SEM, results show that the micelle volume was increased, the mesh structure appeared with adjuvants NaSal, the system showed viscoelasticity nature of polymer solution. Experimental studies show that clean fracturing fluid has advantages including little dosage, small friction, strong sand-carrying ability, outstanding well stimulation; and it doesn't need any cross-linking agent, breaker and other chemical additives, it has little formation damage and maintains good condition for the filling layer.
Secondly, we synthesized thickener terpolymer CAMPS and cross-linking agent OB-140, optimized the synthesis condition and recipes. The viscosity of the system still maintains80mPa·s after100minute shear at180℃.The system shows good performance of heat resistance and shear resistance at120-180℃, which meets the requirements of fracturing.
We synthesized organic boron, zirconium TG-401composite cross-linking agent indoors, developed and optimized high temperature stabilizers. Using CAMPS as thickener, the viscosity of the system still maintains100mPa·s after150minute shear at170s-1and200℃.Results show that the fracturing liquid system has a temperature resistant of more than200℃.
Finally in order to design and use fracturing fluid more effectively, the change of reservoir and crack temperature field when fracturing was analyzed and studied, the model and programs to predict reservoir and crack temperature distribution were established and made, the cooling rate and regular pattern were forecast after pad fluid and fracturing fluid got into the reservoir.The study can provide a theoretical basis for fracturing fluid formulation design(the lowest concentration of thickening, cross-linked,gel breaking pharmacy), give full play to the properties of temperature resistance, gel breaking,hydration and flowing back.Clean fracturing fluid and high temperature resistance fracturing fluid have got very good effects when made field applications in two blocks of Daqing oilfields and Liaohe Oilfield.
本文首先通过大量的理论分析研究指出：表面活性剂溶液要具有粘弹性性质，活性剂要具备特定的分子结构，在辅剂存在下才能形成棒状、蠕虫、六角、层状等胶束，溶液出现网状结构满足压裂液的要求。室内合成了CTCB阳离子表面活性剂，建立了CTCB与NaSal的50-80℃清洁压裂液体系。合成了新型双子表面活性剂，优化压裂液配方，建立了抗温性能达到了90-120℃清洁压裂液体系。这两种体系均具有良好的耐剪切性能，拓宽了清洁压裂液应用范围。使用显微镜和SEM观察了主剂CTCB以及CTCB和NaSal在不同浓度下的胶束形态及结构，结果表明在辅剂NaSal存在情况下，胶束体积增大，出现网状结构，体系表现出高聚物溶液的粘弹性性质。实验研究表明，清洁压裂液具有用量少，摩阻小，携砂力强，油井增产显著的特点；而且不需交联剂、破胶剂和其它化学添加剂，对地层伤害小并使充填层保持良好。
其次，室内合成了三元共聚物压裂液稠化剂CAMPS及交联剂OB-140，优化合成条件及配方。该体系在180℃剪切100min后粘度仍维持在80mPa·s左右，在120-180℃表现出良好的耐温性能和较强的耐剪切性能，满足压裂施工要求。
室内合成了有机硼、锆TG-401复合交联剂，研制和优化了高温稳定剂。用CAMPS作为稠化剂，该体系在170s~(-1)、200℃条件下连续剪切150min后，粘度仍维持在100mPa·s左右，表明该压裂液体系耐温超过200℃。
最后，为更好更有效地设计使用压裂液，本文分析研究了压裂施工中压裂液注入对油层和裂缝温度场的变化，建模、编制了预测油层及裂缝温度分布的程序，预测前置液、压裂液进入油层的降温幅度及规律。为压裂液配方设计（稠化、交联、破胶等药剂最低使用浓度）提供理论依据，充分发挥压裂液的抗温、破胶水化返排性能。清洁压裂液和高温压裂液在大庆、辽河油田两个区块进行现场应用，取到非常好的应用效果。
As an important stimulation, hydraulic fracturing is particularly important in putting into production and increasing production of low-permeability oil and gas fields.Performance of the fracturing fluid affects the effect of fracturing directly.
Firstly based on a large number of theoretical analysis it is pointed out that the surfactant solution should have viscoelastic properties and active agent should have a specific molecular structure to form the micelles of rods, worms, hexagonal, lamellar and so on with the presence of adjuvants. The solution appears net structure so as to meet the requirements for fracturing fluids. We synthesized a CTCB cationic surfactant indoors, established a clean fracturing fluid system of CTCB and NaSal at50-80℃, as well as we synthesized a new Gemini surfactant indoors, optimized the fracturing fluid formulation. Its temperature resistance reaches90-120℃.Both of the systems have good performance of heat resistance and shear resistance, which broaden the application scope of clean fracturing fluid. We observed the micelle morphology and structure of the main agent CTCB as well as CTCB and NaSal at different concentrations by using a microscope and an SEM, results show that the micelle volume was increased, the mesh structure appeared with adjuvants NaSal, the system showed viscoelasticity nature of polymer solution. Experimental studies show that clean fracturing fluid has advantages including little dosage, small friction, strong sand-carrying ability, outstanding well stimulation; and it doesn't need any cross-linking agent, breaker and other chemical additives, it has little formation damage and maintains good condition for the filling layer.
Secondly, we synthesized thickener terpolymer CAMPS and cross-linking agent OB-140, optimized the synthesis condition and recipes. The viscosity of the system still maintains80mPa·s after100minute shear at180℃.The system shows good performance of heat resistance and shear resistance at120-180℃, which meets the requirements of fracturing.
We synthesized organic boron, zirconium TG-401composite cross-linking agent indoors, developed and optimized high temperature stabilizers. Using CAMPS as thickener, the viscosity of the system still maintains100mPa·s after150minute shear at170s-1and200℃.Results show that the fracturing liquid system has a temperature resistant of more than200℃.
Finally in order to design and use fracturing fluid more effectively, the change of reservoir and crack temperature field when fracturing was analyzed and studied, the model and programs to predict reservoir and crack temperature distribution were established and made, the cooling rate and regular pattern were forecast after pad fluid and fracturing fluid got into the reservoir.The study can provide a theoretical basis for fracturing fluid formulation design(the lowest concentration of thickening, cross-linked,gel breaking pharmacy), give full play to the properties of temperature resistance, gel breaking,hydration and flowing back.Clean fracturing fluid and high temperature resistance fracturing fluid have got very good effects when made field applications in two blocks of Daqing oilfields and Liaohe Oilfield.
引文
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