CN108300439B - 一种油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂，由如下组分组成：不饱和有机酸、甲基丙烯磺酸钠、N‑乙烯基吡咯烷酮、聚氧乙烯基烯丙酯、引发剂、氢氧化钠、纳米改性剂和蒸馏水。制备方法：首先在反应容器中加入蒸馏水，通氮气置换空气；然后将不饱和有机酸、甲基丙烯磺酸钠、N‑乙烯基吡咯烷酮加入反应容器，搅拌，加入1/2的引发剂，升温至100‑110℃，反应30min，加入氢氧化钠；接着将反应液升温至145‑155℃，反应1.0h，加入聚氧乙烯基烯丙酯和引发剂，再升温至175‑185℃，再加入剩余1/2的引发剂，反应2h后，加入改性剂，干燥得到产物。本发明的暂堵剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小，通过抗压实验，抗压强度达到80MPa以上。
Description
技术领域
本发明属于石油天然气增产技术领域，具体涉及一种油气井压裂暂堵转向用水溶性高强度暂堵剂及其制备方法。
背景技术
我国低渗透油田石油地质储量丰富，其资源量约占全国石油总资源量的30％，在已探明储量中，低渗透油藏的比例约占全国储量的2/3以上，开发潜力巨大。大多数低渗透储层在压裂改造后虽增产幅度较大，但产量仍然不高。近些年，各大油田均在压裂施工中采用段内多裂缝技术或是裂缝转向技术，加大对低渗储层的改造力度，将储层产量最大化。转向压裂技术是根据储层平面和纵向上的非均质性，以及不同区域、层位动用程度存在的差异，采用暂堵材料使裂缝方位发生偏离、转向，形成新的人工裂缝，打开新的油气渗流通道，更大限度地沟通动用程度低，甚至未动用的储层，以达到增产的目的。
为了利用层内渗透率的差异改变原有液体的流入方向以达到产生新裂缝的目的，在需要增产的地层中使用暂堵剂可以降低压裂施工难度、减少分段工具的使用数量，并提高单位井段的改造效率。目前暂堵技术已经运用于油田现场各类施工作业，包括钻井、固井、修井、洗井以及增产措施等，各大油田开始在压裂施工中采用段内多裂缝技术或是裂缝转向技术加大对低渗储层的改造力度，从而将储层产量最大化。针对油气井压裂用暂堵材料目前主要有由无机盐及水溶性组分混合制得的暂堵剂以及交联水溶性聚合物合成的暂堵剂。由无机盐及水溶性组分制得的暂堵剂不仅拥有优良的水溶性，其封堵强度更高，且溶解速度更快，既可用于油井又可用于水井的压裂酸化施工。交联型聚合物暂堵剂分为颗粒型和胶塞型，通过交联的方法得到高黏度的流体后进行烘干、剪切、造粒形成可用于暂堵的颗粒，也可通过交联的方法形成高黏性流体注入地层后形成暂堵胶塞。但无论是固体或液体的暂堵剂体系，由于其自身不能降解溶解于水中，都需要加入破胶剂使其破胶进而使体系顺利返排出地层。此外由聚丙烯酰胺为主体的聚合物作为暂堵剂也有了一定的应用，并且其封堵强度和暂堵率也可以满足现场施工的要求，但是其降解后具有较高的粘度，使压裂液粘度上升而不利于施工后的返排，会对地层造成较大的伤害。
因此，现有的各类暂堵剂有一定的暂堵性能但是也有其自身的缺陷，由无机盐组成的体系在溶解过程中无机盐类释放会对地层造成永久堵塞，不利于后期油气开采；交联型聚合物需要在施工后加入破胶剂才能破胶，在需要暂堵时间较长的施工作业中会增加施工周期，造成成本上升，同时交联型聚合物溶解性能较差，部分在压裂液中不能完全破胶同样会滞留在地层，在影响后期开采过程；PAM类暂堵剂溶解后会使压裂液粘度上升，不利于压裂液的返排。
发明内容
本发明的一个目的是解决至少上述问题和/或缺陷，并提供至少后面将说明的优点。
本发明还有一个目的是针对目前油气田开发的暂堵转向增产需要，并克服现有暂堵剂适用过程中存在的不足，研发出针对油气井压裂用的水溶性高强度暂堵剂。
本发明还有一个目的是提供一种油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂的制备方法，其工艺步骤简单，易于工业化生产。
为了实现本发明这些目的和其它优点，本发明提供了一种油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂，其由如下组分组成：不饱和有机酸、甲基丙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮、聚氧乙烯基烯丙酯、引发剂、氢氧化钠、纳米改性剂和蒸馏水。
优选的是，所述油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂由如下质量百分比的组分组成：不饱和有机酸25-30％、甲基丙烯磺酸钠6-10％、N-乙烯基吡咯烷酮20-25％、聚氧乙烯基烯丙酯5-8％、引发剂0.04-0.08％、氢氧化钠1-2％、纳米改性剂1-2％、蒸馏水30-40％。
优选的是，所述不饱和有机酸为丙烯酸、甲基丙烯酸、丁烯酸、10-羟基-2-癸烯酸中的至少一种。
优选的是，所述引发剂为过硫酸铵或亚硫酸氢钠或两者的混合物。
优选的是，所述纳米改性剂为纳米氢氧化镁、纳米氢氧化铝、纳米硅酸钠、纳米硅酸钾中的至少一种。
一种上述的油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂的制备方法，其包括如下步骤：
(1)按质量百分比称取原料组分：不饱和有机酸25-30％、甲基丙烯磺酸钠6-10％、N-乙烯基吡咯烷酮20-25％、聚氧乙烯基烯丙酯5-8％、引发剂0.04-0.08％、氢氧化钠1-2％、纳米改性剂1-2％、蒸馏水30-40％；
(2)在反应容器中加入蒸馏水，通氮气置换空气；
(3)将不饱和有机酸、甲基丙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮加入反应容器中，开启搅拌，然后加入1/2的引发剂，并升温至100-105℃，恒温反应30min后，加入氢氧化钠调节PH值为7-8；
(4)将步骤(3)得到的反应液升温至150-155℃并恒温反应1.0h，然后加入聚氧乙烯基烯丙酯，再升温至180-185℃，加入剩余1/2的引发剂，继续反应2h后降温至70-80℃，加入纳米改性剂，搅拌反应30min后，进行干燥得到初产品。
优选的是，上述制备方法还包括步骤：(5)将产物进行粉碎成粉末或加工成颗粒或球体。
优选的是，所述步骤(3)中升温至105℃。
优选的是，所述步骤(4)为：将步骤(3)得到的反应液升温至150℃并恒温反应1.0h，然后加入聚氧乙烯基烯丙酯，再升温至180℃，继续反应2h后降温至80℃，加入纳米改性剂，搅拌反应后进行干燥得到产物。
本发明的有益之处在于：
其一、该暂堵剂在不同温度压裂液环境中完全溶解无残留固体，降解率100％，压裂液中暂堵剂加量5-10％时，岩心暂堵率可达到96.9％，暂堵剂降解后岩心渗透率恢复率可达到97.7％，暂堵剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小，通过抗压实验，抗压强度达到80MPa以上。
其二、该暂堵剂内含表面活性剂，有利于助排；可通过应用量剂大小、成分组成、颗粒大小控制封堵时间；无毒无害，无挥发性、不可燃安全环保。
其三、经济效益显著。
附图说明
图1、CNH2X-4井3、4、5、6段施工曲线图。
图2、CNH2X-4井3、4、5、6段微地震检测结果图。
图3、CNH2X-4井3、4、5、6段微地震检测结果图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
一、制备暂堵剂的实施例
实施例1
在500毫升的烧瓶中加入100克蒸馏水，通氮气置换出空气，然后将80克丙烯酸、25克甲基丙烯磺酸钠和64克N-乙烯基吡咯烷酮加入烧瓶中并开启搅拌，然后加入0.04克过硫酸铵作为引发剂，并将反应体系逐渐升温至105℃，恒温反应30min后向体系中加入1-2克氢氧化钠调节PH值为7-8。然后将体系温度升至150℃并恒温反应1.0h。然后将21克聚氧乙烯基烯丙酯加入烧瓶中，并升温至180℃，再加入0.04克亚硫酸氢钠作为引发剂，继续反应2h，然后降温至80℃，加入5克纳米改性剂硅酸钾，搅拌反应30min后，将得到的产物进行提纯干燥得到初产品，然后利用高速粉碎机将初产品粉碎成20-60目粉末。
也可以将制备的初产品可溶性暂堵材料通过螺杆挤出机加热熔融并挤出，用造粒机切割造粒，成型为粒径在5-8mm的颗粒，或者用注塑机加工成5-25mm的暂堵球。
应用该方法合成的暂堵剂剂适合于120℃以下的油气井暂堵施工。
实施例2
在500毫升的烧瓶中加入100克蒸馏水，通氮气置换空气，然后将90克10-羟基-2-癸烯酸、20克甲基丙烯磺酸钠和60克N-乙烯基吡咯烷酮加入烧瓶中并开启搅拌，然后加入0.04克过硫酸铵和亚硫酸氢钠的混合物作为引发剂，并将反应体系逐渐升温至100℃，恒温反应30min后向烧瓶中加入1-2克氢氧化钠调节PH值7-8。然后将反应体系温度升至155℃并恒温反应1.0h。然后将20克聚氧乙烯基烯丙酯加入烧瓶中，并升温至185℃，再加入0.04克过硫酸铵和亚硫酸氢钠的混合物作为引发剂，继续反应2h，然后降温至70℃，加入6克纳米改性剂纳米氢氧化铝，搅拌反应30min后，将得到的产物进行提纯干燥得到初产品，然后利用高速粉碎机将原料粉碎成20-60目粉末。
也可以将制备的初产品可溶性暂堵材料通过螺杆挤出机加热熔融并挤出，用造粒机切割造粒，成型为粒径在5-8mm的颗粒，或者用注塑机加工成5-25mm的暂堵球。
应用该方法合成的暂堵剂剂适合于120℃以上的油气井暂堵施工。
二、性能测试
(1)优选暂堵滑溜水压裂液配方：0.1％减阻剂+0.5％杀菌剂+0.1％助排剂+0.2％粘土稳定剂+8％粉末暂堵剂。在90℃下进行实验，暂堵剂性能测试结果见表1：
表1、暂堵剂性能测试结果(90℃)
| 项目 | 测试结果 |
| 降解时间，h | 60 |
| 降解率，％ | 100 |
| 暂堵率，％ | 96.6 |
| 抗压强度，MPa | 82 |
| 岩心渗透率恢复率，％ | 97.3 |
| 溶解后破胶液表面张力，mN/m | 26.4 |
| 溶解后破胶液防膨率，％ | 87.5 |
(2)优选暂堵剂滑溜水压裂液配方：0.1％减阻剂+0.5％杀菌剂+0.1％助排剂+0.2％粘土稳定剂+5％暂堵剂粉末+5％暂堵颗粒。在120℃下进行实验，暂堵剂性能测试结果见表2。
表2、暂堵剂性能测试结果(120℃)
三、施工案例
优选H2X-4井暂堵压裂施工。H26平台于2017年9月24日开始主压裂施工，H2X-4井第2段施工完毕，下桥塞遇阻，经现场处理与验证在4355m发生套管变形，变形段长度为275m；H26-3井第2段施工完毕，下桥塞遇阻，经现场处理与验证在4660m发生套管变形，变形段长度为140m。为此提出暂堵压裂方案：
(1)结合本井施工情况和套变情况，防止因再次施工造成套管进一步变形致使大量储层段不能按设计方案进行精确分段压裂，将4630-4340m作为一个改造段，一次将所有射孔段全部射开。
(2)根据前期井套变段的压裂处理经验，同时针对本井套变段的情况，采用暂堵球工艺实施分段压裂。
(3)为进一步提高储层动用程度及效果，在段内加入缝内暂堵剂转向。
(4)改造长度为290m，总规模按照液量7900m3；排量≤12m3/min；施工压力≤80MPa控制；总砂量410t，若现场具备条件，可提高支撑剂加量。
1、暂堵球的确定
为提高暂堵的可靠性，考虑采用不同粒径的暂堵球组合对需要暂堵的射孔孔眼进行暂堵。设计89枪射孔的暂堵压裂方案，各段暂堵球使用设计如下：
①已施工的第2段采用89mm射孔枪进行射孔，孔眼直径为9-10mm，考虑到压裂过程中孔眼磨蚀等的影响，采用11mm+13.5mm暂堵球暂堵射孔孔眼。暂堵球数量按照需要暂堵的孔眼数1.6:1确定，其中11mm规格暂堵球投球数量按照需要暂堵的孔眼数1:1确定，13.5mm规格暂堵球投球数量按照需要暂堵的孔眼数0.6:1确定。
②套变改造段拟采用89mm射孔枪进行射孔，孔眼直径为9-10mm，采用9mm+11mm暂堵球组合进行段内暂堵。暂堵球数量按1.2:1确定，其中9mm规格暂堵球投球数量按照需要暂堵的孔眼数1:1确定，11mm规格暂堵球投球数量按照需要暂堵的孔眼数0.2:1确定。
2、暂堵剂的确定
为保障已压裂井段被充分封堵，除使用暂堵球外，采用缝口暂堵剂对已改造射孔眼充分封堵，根据历次作业经验及缝口暂堵剂使用情况，考虑缝口暂堵剂用量每段600kg，并在入井液量达到1000方、3000方分两次投放。
3、现场施工情况
本井10月21日完成套变井段连续四段(3、4、5、6段)压裂施工，实际总用料情况如表3：
表3、套变井段用料情况汇总
图1是CNH2X-4井3、4、5、6段施工曲线图。从施工曲线可以看出，第一次投暂堵剂压力上升8MPa，第二次投暂堵剂压力上升5MPa，第三次投暂堵剂压力上升6MPa，第四次投暂堵剂压力上升4MPa，投入暂堵剂后压力明显上升。由此表明暂堵剂进入地层将已充分改造层段成功封堵，继而井底憋起压力，憋开未改造层段，达到预期暂堵转向的目的。
H2X-4井套变段(第3-6段)施工井段4630-4340m，施工排量12-14m3/min，累计注入液量7880.11m3，线性胶60m3，滑溜水7820.11m3，累计注入支撑剂400.43吨，最高砂浓度180公斤/方，其中70/140目石英砂171.48吨，40/70目陶粒228.95吨，停泵压力51.5MPa。分4次总共加入2.4吨暂堵剂，每次600kg；分4次加入暂堵球，其中192个11mm，59个13.5mm，第一次暂堵球48个11mm+29个13.5mm，后面三次均为48个11mm+10个13.5mm。
图2和图3是CNH2X-4井3、4、5、6段微地震检测结果图。从微地震检测图可以看出：套变段3-6段经过暂堵转向后已充分改造，且井筒两翼微地震事件均匀分布，由此说明暂堵转向剂对裂缝能形成复杂缝网，达到了充分改造的效果。
由上述实施例可以得出，本发明提供了一种针对油气井压裂暂堵转向用的水溶性高强度暂堵剂。该暂堵剂在不同温度压裂液环境中完全溶解无残留固体，降解率100％。压裂液中暂堵剂加量5-10％时，岩心暂堵率可达到96.9％，暂堵剂降解后岩心渗透率恢复率可达到97.7％。说明暂堵剂不仅具有良好的暂堵转向效果，而且降解后对地层伤害很小。通过抗压实验，抗压强度达到80MPa以上。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (4)
1.一种油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂，其特征在于，由如下质量百分比的组分组成：不饱和有机酸25-30％、甲基丙烯磺酸钠6-10％、N-乙烯基吡咯烷酮20-25％、聚氧乙烯基烯丙酯5-8％、引发剂0.04-0.08％、氢氧化钠1-2％、纳米改性剂1-2％、蒸馏水30-40％；
所述不饱和有机酸为丙烯酸、甲基丙烯酸、丁烯酸、10-羟基-2-癸烯酸中的至少一种；所述引发剂为过硫酸铵或过硫酸铵与亚硫酸氢钠的混合物；所述纳米改性剂为纳米氢氧化镁、纳米氢氧化铝、纳米硅酸钠、纳米硅酸钾中的至少一种；
该水溶性暂堵剂的制备方法包括如下步骤：
(1)按质量百分比称取原料组分：不饱和有机酸25-30％、甲基丙烯磺酸钠6-10％、N-乙烯基吡咯烷酮20-25％、聚氧乙烯基烯丙酯5-8％、引发剂0.04-0.08％、氢氧化钠1-2％、纳米改性剂1-2％、蒸馏水30-40％；
(2)在反应容器中加入蒸馏水，通氮气置换空气；
(3)将不饱和有机酸、甲基丙烯磺酸钠、N-乙烯基吡咯烷酮加入反应容器中，开启搅拌，然后加入1/2的引发剂，并升温至100-105℃，恒温反应30min后，加入氢氧化钠调节pH值为7-8；
(4)将步骤(3)得到的反应液升温至150-155℃并恒温反应1.0h，然后加入聚氧乙烯基烯丙酯，再升温至180-185℃，加入剩余1/2的引发剂，继续反应2h后降温至70-80℃，加入纳米改性剂，搅拌反应30min后，进行干燥得到初产品。
2.如权利要求1所述的油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂，其特征在于，还包括步骤(5)将初产品进行粉碎成粉末或加工成颗粒或球体。
3.如权利要求1所述的油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂，其特征在于，所述步骤(3)中升温至105℃。
4.如权利要求1所述的油气井压裂暂堵转向用水溶性暂堵剂，其特征在于，所述步骤(4)为：将步骤(3)得到的反应液升温至150℃并恒温反应1.0h，然后加入聚氧乙烯基烯丙酯，再升温至180℃，继续反应2h后降温至80℃，加入纳米改性剂，搅拌反应后进行干燥得到产物。
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