一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系

摘要

本发明公开了一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系，包括速溶乳液稠化剂、功能助剂、粘土稳定剂和配液水；速溶乳液稠化剂为反相微乳液聚合物，由原料丙烯酰胺、丙烯酸、强亲水单体、功能单体A、功能单体B、pH调节剂、增溶剂、复合乳化剂、油溶剂、引发剂以及去离子水通过反相微乳液聚合而成；功能单体A为甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯或两者的混合物；功能单体B为乙烯基膦酸或乙烯基磺酸；功能助剂为非离子型表面活性剂；粘土稳定剂为氯化钾，配液水为清水、高矿化度水或处理过的地层返排液。本发明的压裂液体系分散溶胀速度快，可采用批配或连续混配，甚至完全能满足“在线施工”的要求，施工工艺简单，也降低了压裂成本。

说明书

技术领域

本发明涉及油气藏增产技术领域，具体涉及一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系。

背景技术

目前常用的胍胶、纤维素等天然植物胶压裂液由于不溶物含量高、交联带来的附加伤害等，对压裂储层及支撑剂充填层造成堵塞，使得裂缝导流能力大幅度下降，达不到压裂增产所预期的效果，甚至是负面效果。此外，该类压裂液的耐温耐剪切性能(尤其是冻胶的耐剪切性能)也并不理想，很难适用于高温深部地层的压裂。所以合成水溶性聚合物压裂液一度成为国内外研究的热门，与天然植物胶相比，它们具有增稠能力强、对细菌不敏感、冻胶稳定性好、悬沙能力强、无残渣、对地层伤害小等优点。

丙烯酰胺类多元共聚物是一种典型的也是研究最为广泛的水溶性聚合物，其作为压裂液稠化剂应用性能已逐渐趋于成熟，但在某些特定情况，如施工设备简陋、对施工工艺要求简单化的时候，采用该类压裂液就存在一些缺点或局限性：首先，由于干粉增稠剂在使用时配制溶液溶解较慢，即便是速溶稠化剂，也需要一定的溶解时间；其次，现场配制时，干粉增稠剂吸水性强，配液条件差点就易使得压裂液形成粉粒或鱼眼，影响压裂液性能；最后，即便某些干粉稠化剂能够满足连续混配施工条件，但在极端条件下，如没有混配车，只有混砂车时，只能采用“在线施工”的模式时，此类压裂液体系根本无法完成施工。

因此，近十余年来发展起来的一种水溶性单体聚合新技术-微乳液聚合，是由水、油、表面活性剂及助表面活性剂形成的外观透明或半透明的、热力学稳定的油水双连续相体系。这种微乳液聚合物分子量高、可以直接使用，并且能在水中迅速分散、溶解速度极快，通过其他辅助功能的设计成一种新型的压裂液体系，必能解决以上提及的根本问题。

目前，国内外对乳液型聚合物压裂液进行的研究也取得了一些成果，专利CN104449649B将疏水缔合聚合物稠化剂配制成高浓度乳液态浓缩压裂液，并于施工现场通过混配器进行连续混配或在线施工，较大程度降低了工艺难度及生产成本，同时减小了环境污染。虽然在一定程度上解决了施工上的问题，但增加了前期准备环节，并且体系中引入了柴油和乳化剂，大大提高了压裂液对油层伤害的可能性。专利CN103146372A公开了一种压裂液用反相乳液聚合物稠化剂具有易配制、无污染、无伤害等特点，特别是能够耐220℃高温，适合高温地层的压裂，但该专利没有对产品的耐高剪切性能、耐盐性、重复利用进行描述，并且也未见现场施工报道，应用推广有待进一步确认。专利CN103627380B描述了一种水溶性减阻剂并进行了室内评价，该减阻剂溶解性能好、使用方便、减阻效果明显，与清水相比，减阻效果可达到50～70％。但未见其现场施工报道。专利CN103013488B公开的滑溜水压裂液减阻剂(微乳液聚合物)具有稳定性好、溶解速度快、使用方便、减阻效果显著等特点，适用于滑溜水压裂技术，并且已经应用于现场压裂作业，取得了良好的增产效果。该专利证实了反相微乳液聚合物作为压裂液减阻剂的可行性及显著效果，但未进一步提出其作为高粘度携砂压裂液的可能性。

发明内容

本发明的目的就是针对现有丙烯酰胺类聚合物压裂液体系在耐温耐剪切、耐盐性能尤其是连续混配和在线施工等方面存在的缺陷，提供一种可连续混配甚至在线施工、耐温耐剪切、抗盐性能优良并且可利用返排液配制的反相微乳液聚合物压裂液体系。

为达到以上目的，本发明采用一种耐高矿化度的水溶性反相微乳液聚合物作为稠化剂，提供一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系。该压裂液体系包括速溶乳液稠化剂、功能助剂、粘土稳定剂和配液水。其中，所述速溶乳液稠化剂为反相微乳液聚合物，由原料丙烯酰胺、丙烯酸、强亲水单体、功能单体A、功能单体B、pH调节剂、增溶剂、复合乳化剂、油溶剂、引发剂以及去离子水通过乳液聚合反应制得。功能单体A为甲基丙烯酸甲酯、甲基丙烯酸乙酯或两者按质量比1:1的混合物；功能单体B为乙烯基膦酸或乙烯基磺酸；所述功能助剂为非离子型表面活性剂。所述粘土稳定剂为氯化钾，所述配液水为清水、高矿化度水或处理过的地层返排液。

该压裂液体系可以是滑溜水压裂液，或者弱凝胶压裂液。所述压裂液体系为滑溜水压裂液时，该压裂液由如下质量百分比的组分构成：速溶乳液稠化剂0.02～0.2％、功能助剂0.05～0.1％、粘土稳定剂1～2％、其余组分为配液水。所述压裂液体系为弱凝胶压裂液时，该压裂液由如下质量百分比的组分构成：速溶乳液稠化剂0.5～3.0％、功能助剂0.05～0.2％、粘土稳定剂1～2％、弱交联剂0.3～0.8％、破胶剂0.01～0.10％、其余组分为配液水。

优选的是，所述速溶乳液稠化剂为一种反相微乳液聚合物，名称为：速溶压裂液用乳液稠化剂，由成都佰椿石油科技有限公司生产，工业品，乳白色粘稠液体。所述速溶压裂液用乳液稠化剂的制备方法为：首先将pH调节剂和丙烯酸加入去离子水中，维持溶液温度15～20℃，然后依次加入增溶剂、丙烯酰胺、强亲水单体、功能单体A和功能单体B制得水相；在高速搅拌条件下将水相加入到由复合乳化剂与油性溶剂构成的油相中，升温至27～33℃，再加入引发剂引发聚合，得到稳定的反相微乳液聚合物。该产品适用温度为30～150℃。该产品用于配制不交联的滑溜水压裂液时，最佳使用浓度为0.08～0.15％，用于配制交联的弱凝胶压裂液时，最佳使用浓度为1.5～3％。

优选的是，所述功能助剂是以胺类为起始剂的嵌段聚醚、以醇类为起始剂的嵌段聚醚、烷基酚醛树脂嵌段聚醚中的一种，使用浓度为0.1～0.2％。该功能助剂在保证压裂液与地层流体顺利破乳的同时，又能大幅度降低破胶液的表面张力以促进其返排，是体系中非常重要的添加剂。

优选的是，所述弱交联剂为一种复合交联剂，名称为有机锆/钛交联剂，由成都佰椿石油科技有限公司生产，工业品，淡黄色至褐色粘稠液体，是利用含锆/钛的有机化合物与有机配位体(乳酸、三乙醇胺、乙酰丙酮中的一种)在一定条件下通过化学助剂的作用而形成的稳定络合物。该交联剂能与速溶乳液稠化剂水溶液在弱酸性条件下(pH值6～7)进行弱交联，形成具有强大空间网状结构的弱凝胶压裂液，其最佳使用浓度为0.6～0.8％。

所述破胶剂为过硫酸钾或过硫酸铵，其具体用量根据地层温度和配方比例进行优化。

所述粘土稳定剂氯化钾的最佳使用量为1％。

优选的是，所述滑溜水压裂液的现场混配方法为：首先，清洗连续混配罐，备好配液水、速溶乳液稠化剂、功能助剂和粘土稳定剂，连接好连续混配设备管线和压裂施工设备，然后，向混配罐中吸入配液水，在连续混配循环罐入口端加入粘土稳定剂、功能助剂及速溶乳液稠化剂，溶胀、混合均匀后泵入混砂车，即为滑溜水压裂液，可直接压入地层或携带部分支撑剂压入地层。

优选的是，所述弱凝胶压裂液的现场混配方法为：首先，清洗连续混配罐，备好配液水、速溶乳液稠化剂、功能助剂、粘土稳定剂、弱交联剂和破胶剂，连接好连续混配设备管线和压裂施工设备；然后，向混配罐中吸入配液水，在连续混配循环罐入口端加入粘土稳定剂、功能助剂及速溶乳液稠化剂，溶胀，混合均匀后泵入混砂车，再向混砂车泵入破胶剂和弱交联剂，混合均匀后形成弱凝胶压裂液，可携带较高砂比的支撑剂压入地层。

优选的是，该压裂液体系的在线施工方法为：首先连接好大罐管线和压裂施工设备，然后由混砂车吸入配液水至混砂槽，并向混砂槽里加入速溶乳液稠化剂、功能助剂和粘土稳定剂，或者再加入弱交联剂和破胶剂，混合均匀，得到滑溜水压裂液或弱凝胶压裂液，携带不同比例的支撑剂压入地层。

本发明的有益之处在于：

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

(1)本发明的压裂液体系中采用一种耐高矿化度的水溶性反相微乳液聚合物作为稠化剂，该稠化剂能够在水中迅速分散、溶胀，低用量下配制的液体具有优良的降阻效果，而超过一定用量时，能够形成一种具有强大空间结构的流体，该流体与功能助剂、粘土稳定剂、弱交联剂及破胶剂等添加剂及水混配形成一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系，体系性能优良、并且施工工艺简单易操作，有利于大规模压裂施工和水资源的重复利用。

(2)适应范围广，采用具有特殊分子结构的乳液稠化剂并配套相应的添加剂，压裂液体系表现出优良的抗温抗盐性能，可采用清水或处理过的地层返排液配制，适用于30～150℃的油气储层改造。

(3)施工工艺简单，该压裂液体系分散、溶胀速度快，可采用批配或连续混配，甚至完全能满足“在线施工”的要求，施工工艺简单，也降低了压裂成本。

(4)耐剪切性能强，摩阻低，体系具有剪切稀释性，并且经过高剪切后结构不会被破坏，剪切停止后结构和粘度恢复，因此保证了体系的低摩阻特性和结构可逆性。

(5)携砂性能优良，该压裂液体系具有优良的粘弹性，保证了压裂施工时优良的携砂性能。

(6)低伤害特性，体系呈弱酸性，进入地层后与地层水不会产生Ca(OH)₂，Mg(OH)₂，Fe(OH)₃等沉淀，不会阻塞地层及导流通道。与原油破乳率高，显著降低乳化压裂液对储层的伤害，破胶后残渣基本无残渣、易返排。

(7)压裂液破胶彻底，破胶液粘度低、无不溶物、无乳化现象、表面张力低，利于破胶液顺利返排。

附图说明

图1、实施例1的滑溜水压裂液降阻性能测试。

图2、实施例2的150℃弱凝胶压裂液图片展示。

图3、实施例2的150℃弱凝胶压裂液耐温耐剪切性能测试曲线。

图4、实施例3的在线施工的120℃弱凝胶压裂液耐温耐剪切性能测试曲线。

图5、实施例5的反相微乳液聚合物压裂液破胶液与地层原油破乳实验结果(4h)。

图6、应用施工例1中反相微乳液聚合物压裂液的施工实例的在线施工曲线。

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。

若未特别指出，实施例中涉及到的化学用品均可从常规手段获得。

若未特别指出，实施例中涉及到的百分号“％”均为质量百分比。

实施例1

某页岩气井返排液总矿化度32000mg/L，采用该页岩气井返排液配制的滑溜水压裂液的配方组分及用量如表1所示。

表1、实施例1滑溜水压裂液配方组分及用量

测试上述滑溜水压裂液的降阻性能：

测试仪器及设备：连续油管摩阻测试设备(375m管线，内径Φ2.54cm)、700型压裂车、密度计(测定液体密度)。

测试方法：开动压裂车泵，用清水注满所选用的连续油管组管路及实验管线，依次调节清水排量(至少取5个排量，建议为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5m³/min)，每个排量下稳1min左右，待实验压力稳定后采集稳定阶段时连续油管流量计显示的排量与连续油管进出口压力实时数据；倒换阀门，连接压裂液罐，重复上述步骤，记录滑溜水压裂液的流量-压力数据。

数据处理及结果：根据记录数据，作图可以得到两种液体随排量增大时的压降曲线，从而对比滑溜水压裂液降阻效果；根据压降曲线可以得到指定排量下清水的压降P₀和压裂液的压降P_i，P_i-P₀与P₀的比值即为该排量下压裂液的降阻率。实施例1滑溜水压裂液的降阻效果见图1，其降阻率推算结果见表2。由测试数据进行降阻率推算可知，利用该连续油管摩阻测试设备，在排量500L/min时，本发明提供的滑溜水压裂液降阻率可达70.9％，随排量增大其降阻率呈增大趋势，说明其降阻性能优异。

表2、实施例1的滑溜水压裂液指定排量下的降阻率数据

排量300(L/min)400(L/min)500(L/min)500(L/min)降阻率35.4％53.5％62.7％70.9

实施例2

一种150℃弱凝胶压裂液的配方组分及用量见表3。

表3、实施例2的150℃弱凝胶压裂液配方组分及用量

该弱凝胶压裂液的图片展示见图2。通过大量的室内实验模拟，该弱凝胶压裂液体系的抗温能力可达150℃。对该配方压裂液进行耐温耐剪切性能测试的实验结果见图3。压裂液经过800s^-1的高速剪切时液体粘度低，但剪切速率降至170s^-1后粘度又迅速上升，120min后压裂液粘度保持在50mPa·s以上，说明其耐温耐剪切性能优良。

实施例3

本发明提供在线施工的120℃弱凝胶压裂液配方优化方案，见表4。其中，延长某井水源总矿化度25000mg/L。

表4、实施例3的在线施工的120℃弱凝胶压裂液配方组分及用量

室内模拟在线施工过程：向混调器中加入配液水，在搅拌条件下按上述比例加入速溶乳液稠化剂、粘土稳定剂、功能助剂、弱交联剂，混合均匀后，马上量取70ml压裂液转入RS6000流变仪旋转圆筒测试系统进行耐温耐剪切性能测试，其结果见图4。从粘度-时间曲线可以看出，利用高矿化度水源配制压裂液并进行在线施工时，该体系同样具有溶胀速度快，耐温耐剪切性能优良等特点，完全能满足120℃储层的施工要求。

实施例4

本发明提供的可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液破胶及残渣含量测试：

采用实施例1的滑溜水压裂液和实施例2的弱凝胶压裂液进行破胶，测试破胶液相关实验结果见表5。数据表明：滑溜水压裂液无需破胶，施工后粘度和表面张力很低，并且残渣含量测不出；而弱凝胶压裂液在4h内完全破胶，表面张力低至24mN/m以下，残渣含量很低，有利于破胶液的快速返排，降低对储层的伤害。

表5、可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液破胶及破胶液数据

实施例5

本发明提供的可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液破胶液与地层原油破乳实验：

采用实施例3中在线施工的120℃凝胶压裂液制备破胶液，并用该破胶液与该井的地层原油进行破乳实验(95℃，4h)，实验现象见图5，破乳率100％，说明本发明提供的压裂液不会对该井地层造成乳化伤害。

应用施工例1

延长油田内蒙区块某井，井深3450m，目的层温度118.6℃。由于该井为边远探井，设备运输成本高，并且储液罐有限、也无连续混配装置，因此只能利用不多的储液罐、运水罐车、混砂车和压裂车施工；更严峻的问题是，当地配液水源水矿化度较高，筛选的很多压裂液配制后无法达到压裂施工要求。为了解决以上提及的难题，该井采用了本发明实施例3中提供的120℃弱凝胶压裂液进行了在线施工。整个压裂施工过程共泵入压裂液总量为286.6m³，共加陶粒50.3m³，施工破裂压力为37.16MPa，加砂压力33～55MPa，压力波动较小，地层温度120℃下压裂施工顺利，加砂100％，说明该压裂液采用在线施工方式完全能满足压裂施工要求。施工后关井6h放喷，返排液呈微乳白色且已完全破胶水化，无乳化现象，24h统计返排液256.5m³，返排率接近90％，说明压裂液破胶返排性能优异，对储层伤害小，在线施工曲线见图6。

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。