微胶囊包裹化学生热压裂液破胶技术

低温浅层油气井的压裂,常由于低温下常规破胶剂活性太低而破胶困难。为避免这类问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂。从化学生热体系的筛选、草酸微胶囊的制备及评价、微胶囊包裹化学生热剂与常规水基压裂液的配伍性等几个方面对用于低温浅层油气井的微胶囊包裹化学生热压裂液体系进行了研究。通过试验,选定NH4Cl-NaNO2生热体系,并根据其反应特点,对该体系的催化剂草酸,利用相分离法进行微胶囊包裹。当NH4Cl-NaNO2-草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。结果显示,当体系初始温度为30℃、NH4Cl和NaNO2浓度为2.0mol/L、草酸微胶囊质量分数为0.93%、过硫酸铵质量分数为0.93%时,170s-1剪切速率下连续剪切2h后,压裂液黏度能保持在300mPa·s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液黏度为3.12mPa·s。另外还对该压裂液的压裂工艺进行了阐述。

生热破胶体系催化剂草酸微胶囊的制备研究

针对低温油气井压裂液存在低温破胶难的问题,研究了化学生热破胶体系催化剂草酸微胶囊的制备。对不同囊衣材料形成的微胶囊的缓释性能进行评价,以乙基纤维素、聚苯乙烯作为囊衣材料的微胶囊半衰期都较短,以SAD为囊衣材料的微胶囊60℃以下半衰期都大于2 h,具有良好的缓释性能,在一定程度上可以很好的满足施工要求。

微胶囊包裹化学生热压裂液体系及其工艺技术研究

在低温浅层油气井及高含蜡、高凝油油井的压裂中,由于低温下常规破胶剂活性太低而使破胶困难,同时也由于注入流体的“冷伤害”而使得压裂增产效果较差。为了避免这些问题的出现,可采用微胶囊包裹化学生热压裂液进行压裂作业。通过实验选定了NaNO2-NH4Cl生热体系,利用相分离法对该体系的催化剂-草酸进行微胶囊包裹。当NH4Cl-NaNO2-草酸微胶囊与羟丙基瓜尔胶压裂液复配后,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好。当体系中NH4Cl和NaNO2浓度为2.0mol/L时,草酸微胶囊质量分数为0.93%,过硫酸铵质量分数为0.08%时,在170s-1剪切速度下连续剪切2h后,压裂液粘度能保持在300 mPa.s左右,生热峰值温度能达到78℃,4h后破胶液粘度为3.12 mPa.s。

微胶囊包裹化学生热体系与压裂液的配伍性研究

讨论了NH4Cl-NaNO2-草酸微胶囊(反应催化剂)生热体系与羟丙基瓜尔胶压裂液的配伍性.研究结果表明,草酸微胶囊、破胶剂、生热剂等与压裂液复配后,压裂液的初始黏度有所降低,在170 s 1下剪切2 h后黏度能保持在300 mPa·s左右,体系的稳定性及抗剪切性能都保持较好,说明微胶囊包裹化学生热体系与该压裂液有很好的配伍性.

MCB系列微胶囊破胶剂的性能

为解决水平井分段压裂过程中前段压裂液快速破胶的问题,以过硫酸铵为破胶剂,采用乳液聚合法合成2种具有不同囊衣结构的微胶囊破胶剂。测定了微胶囊破胶剂的有效含量、包埋率、释放速率及延迟破胶效果。实验结果表明,MCB-1、MCB-2两种微胶囊破胶剂的有效含量分别为38.56%和39.69%,包埋率分别为83.85%和85.89%。与普通市售包蜡胶囊破胶剂相比,该微胶囊破胶剂的释放速率较慢。延迟破胶实验表明,微胶囊破胶剂可以在4 h内保持压裂液的黏度缓慢降低,最终破胶后压裂液的黏度小于10 m Pa·s,显示出良好的延迟破胶性能,且对地层渗透率的伤害率小于12%。