郭鋼,薛小佳,劉錦,范華波,李楷,吳江

(1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院,陜西 西安 710025;2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室,陜西 西安 710025)

0 引言

長慶油田地處黃土高原地區(qū),水資源短缺.隨著油田進一步開采力度的加大,地層采出水量逐年增加,顯著影響了部分油區(qū)在措施高峰期的正常生產(chǎn)[1-2],回注后采出水量富余約450X104m3/a.在油田各種作業(yè)中產(chǎn)生大量廢水,這些廢水對黃土高原十分脆弱的生態(tài)環(huán)境造成了巨大影響[3],同時,水力壓裂施工用水緊張,壓裂施工消耗大量清水資源,高峰期用水缺口巨大,已嚴重影響施工進度,因此;如何有效、合理利用采出水資源,已經(jīng)成為長慶油田可持續(xù)快速發(fā)展必須面對的重要問題.利用采出水配制壓裂液,是解決現(xiàn)有富余和潛在增量問題的一條有效途徑.

利用油田聯(lián)合站處理后的采出水配制壓裂液,一方面減少了河水、地下水的使用量,緩解了水源不足的問題;另一方面減少了整個采油系統(tǒng)的污水,這對于污水量大、高負荷運行的聯(lián)合站意義重大.

1 油田采出水現(xiàn)狀

1.1 采出水水質(zhì)分析

為了研究利用長慶油田采出水配制壓裂液的可行性,對不同區(qū)塊、不同層位的油井采出水進行了全面的水質(zhì)分析.分析結(jié)果表明:Ca2+質(zhì)量濃度在30～11 887 mg/L,Mg2+質(zhì)量濃度整體較小(不超過1 000 mg/L);CaCl2的質(zhì)量分數(shù)不超過4.0%,MgCl2的質(zhì)量分數(shù)不超過0.4%,水型絕大多數(shù)為CaCl2型.聯(lián)合站處理后的污水中仍含有一定量的原油、懸浮物,這些因素均影響壓裂液的性能[4].

1.2 采出水配液存在的問題

依據(jù)聯(lián)合站現(xiàn)有工藝,回注或外輸水基本能夠滿足配制壓裂液的需求.但油田采出水與淡水對比,由于其高含鹽、含油、含細菌等影響因素,目前利用采出水配制壓裂液存在以下問題[5-6]:1)高礦化度導(dǎo)致胍膠的溶脹時間延長,放置一段時間后會有絮狀物析出來.2)采出水中Ca2+質(zhì)量濃度普遍較高,導(dǎo)致硼砂用量增大,從而造成攜砂液交聯(lián)強度差,耐溫性能差.3)懸浮物影響基液黏度,同時會造成地層堵塞,降低地層滲透率.4)利用采出水配制的交聯(lián)凍膠體系攜砂性能差,平均砂比低,嚴重影響了對儲層的有效壓裂改造.

本文所面對的難題在于如何設(shè)計壓裂液體系,使其能夠最大程度地適應(yīng)采出水的復(fù)雜水質(zhì),實現(xiàn)利用處理后的采出水配制壓裂液的目的.

2 耐鹽疏水締合聚合物

針對長慶油田采出水水質(zhì)特點,從化學(xué)組成、合成方法等方面著手,研究出耐溫、耐鹽、抗剪切的疏水締合聚合物,構(gòu)建疏水改性聚合物與蠕蟲狀膠束體系,進而得到能夠適應(yīng)長慶油田采出水的非交聯(lián)締合結(jié)構(gòu)壓裂液體系.

2.1 疏水締合聚合物分子結(jié)構(gòu)設(shè)計

結(jié)合疏水締合超分子化學(xué)理論,從成本和生產(chǎn)技術(shù)2個方面來看,油田用水溶性聚合物能夠采用的單體只有丙烯酰胺和丙烯酸最成熟,選擇其作為分子骨架;引入含有磺酸基的2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS),作為耐鹽單體;引入大的剛性側(cè)鏈乙烯基吡咯烷酮(NVP),阻止聚合物分子鏈在高礦化度條件下卷曲;為了提高黏彈性,以十八烷基丙烯酰胺為側(cè)基;考慮到溶脹性與降解性,主鏈分別引入C-O-C鍵和少量-O-CH2CH2-鏈段.

2.2 疏水締合聚合物合成

疏水締合聚合物的制備以丙烯酰胺、丙烯酸為分子主鏈結(jié)構(gòu),并引入一種耐鹽單體,以十八烷基丙烯酰胺為功能疏水單體.采用二元引發(fā)體系,即以高效氧化-還原體系為前段引發(fā)劑,低溫下引發(fā)聚合,以水溶性偶氮V50為后段引發(fā)劑.通過前段引發(fā)劑反應(yīng)完全時的體系溫度與后段引發(fā)劑的引發(fā)溫度相銜接,使聚合反應(yīng)速度平緩并可以控制,制備疏水締合聚合物.

單體、引發(fā)劑質(zhì)量分數(shù)和反應(yīng)溫度對產(chǎn)品的黏度、溶脹速度、穩(wěn)定性和減阻率都有影響[7].以產(chǎn)物在標準鹽水中的黏度為指標,對不同合成方法進行優(yōu)化,最終確定了該聚合反應(yīng)的最佳反應(yīng)條件:

引發(fā)體系為(Na)2S2O8+KHSO3+抗壞血酸+V50,單體(丙烯酰胺、丙烯酸、AMPS、NVP、十八烷基丙烯酰胺)質(zhì)量比為 128.0∶9.0∶6.0∶1.0∶0.5,起始反應(yīng)溫度 8 ℃,引發(fā)劑質(zhì)量分數(shù)0.04%,單體質(zhì)量分數(shù)25%,pH值為7.0,反應(yīng)時間6.5 h.

2.3 疏水締合聚合物基液黏度的影響因素

2.3.1 礦化度

為了達到利用長慶油田采出水配制壓裂液的目的,采用標準鹽水配制疏水締合聚合物基液,研究不同礦化度條件下疏水締合聚合物基液的黏度變化.

實驗過程中發(fā)現(xiàn),隨著礦化度的增加,疏水締合聚合物的溶脹時間增加,而聚合物基液黏度則緩慢減小.當(dāng)?shù)V化度小于40 g/L時,黏度下降較快;當(dāng)?shù)V化度超過50 g/L時,黏度下降緩慢(見圖1).礦化度為50 g/L時,聚合物基液黏度還能滿足壓裂施工的需求.綜上可知,疏水締合聚合物具有較強的耐鹽性能,因此采出水可以用于配制疏水締合聚合物壓裂液.

圖1 疏水締合聚合物基液黏度與礦化度的關(guān)系

2.3.2 懸浮物質(zhì)量濃度

分別在不同礦化度條件下配制疏水締合聚合物基液,研究懸浮物質(zhì)量濃度對聚合物基液黏度的影響,實驗結(jié)果如圖2所示.可以看出,懸浮物的引入造成疏水締合聚合物基液的黏度損失,但損失率較小.當(dāng)懸浮物質(zhì)量濃度為40 mg/L時,疏水締合聚合物基液的黏度仍能滿足壓裂施工的需求.結(jié)合聯(lián)合站的實際水質(zhì)化驗結(jié)果,懸浮物質(zhì)量濃度均小于20 mg/L,因此采出水可以用于配制壓裂液.

圖2 疏水締合聚合物基液黏度與懸浮物質(zhì)量濃度的關(guān)系

2.3.3 含油量

在不同礦化度條件下,研究了聯(lián)合站處理污水中的含油量對疏水締合聚合物基液黏度的影響,實驗結(jié)果如圖3所示.

圖3 疏水締合聚合物基液黏度與含油量的關(guān)系

從圖3可以看出,含油量為100 mg/L時,原油的存在造成疏水締合聚合物基液的黏度損失并不大.

3 體系性能評價

在合成主劑的基礎(chǔ)上,優(yōu)選功能性助劑,配套形成了采出水壓裂液體系,并根據(jù)SY/T 5107-2016《水基壓裂液性能評價方法》對該體系進行了評價.

3.1 體系構(gòu)建

選擇一種表面活性劑作為疏水締合聚合物的交聯(lián)劑,來形成采出水壓裂液[8-10].室內(nèi)采用85 g/L的鹽水配制0.35%的疏水締合聚合物基液,通過加入不同類型的表面活性劑測試疏水締合聚合物基液的黏度,實驗結(jié)果見圖4.

圖4 表面活性劑不同時的體系黏度

從圖4可以看出:加入SDS,SDBS,OP-10等3種表面活性劑后,體系黏度隨著其質(zhì)量分數(shù)的增加先增加后降低;只有加入EP35后,體系黏度不斷增加,達到一定質(zhì)量分數(shù)后黏度穩(wěn)定.

4種類型的表面活性劑中,只有EP35+疏水締合聚合物的性能最優(yōu),能滿足現(xiàn)場施工的條件,因此選用EP35為最終交聯(lián)劑.以疏水締合聚合物與表面活性劑EP35復(fù)合,形成采出水壓裂液的主體.

3.2 體系微觀結(jié)構(gòu)觀察

利用液氮速凍及真空冷凍升華制樣方法,制取0.35%疏水締合聚合物基液及EP35+聚合物膠束體系樣品,然后進行噴金鍍膜,用掃描電鏡(SEM)觀察疏水締合聚合物基液和復(fù)合體系的結(jié)構(gòu)(見圖5).

圖5 采出水壓裂液掃描電鏡照片

從圖5可以看出,表面活性劑的加入,促使疏水締合聚合物形成自組裝體系,可顯著提高基液中的網(wǎng)絡(luò)密度,降低平均孔網(wǎng)尺寸.對于復(fù)合體系,聚合物分子鏈伸展,分子間締合形成混合膠束,需要更大的作用力才能使支撐劑沉降,故復(fù)合體系具有很好的攜砂能力,這也為形成疏水締合聚合物壓裂液提供了可靠的理論支持[11-12].

3.3 耐溫抗剪切性能測試

按照復(fù)合體系配方,評價了體系的耐溫抗剪切性能.設(shè)定剪切速率為170 s-1,直到體系黏度為30 mPa.s時停止實驗,結(jié)果見圖6.

圖6 體系耐溫抗剪切性能

隨著溫度的升高,體系的黏度逐漸降低.通常,黏度在50 mPa.s以上,則認為體系具有良好的攜砂能力.圖6中50 mPa.s對應(yīng)的剪切時間為25 min,溫度達到118℃,說明體系具有良好的抗剪切性能,攜砂能力較高.

4 現(xiàn)場試驗

使用陜北、隴東區(qū)塊具有代表性的17個水樣分別進行分析,然后對主要區(qū)塊站點水樣進行配液測試,用各區(qū)塊水樣配制的采出水壓裂液均表現(xiàn)出較好的溶脹、攜砂和耐溫性能,體系普適性良好.

安塞油田在老井措施及新井投產(chǎn)高峰期,集輸站明水過高,嚴重時需要關(guān)停部分高含水油井.該技術(shù)使用了近6 000 m3采出水,保證了4個集輸系統(tǒng)的正常運行,并完成了29口井的壓裂施工,達到了降本增效的雙重目的.在杏X井壓裂過程中,采出水壓裂液體系性能穩(wěn)定,施工順利.從圖7可以看出,該井壓裂施工后,產(chǎn)油量明顯上升,含水率明顯降低,措施效果顯著.

圖7 杏X井采油曲線

在靖安、安塞、合水油田的老井重復(fù)壓裂中,試驗38口井(見表1).現(xiàn)場施工時該體系性能穩(wěn)定,整體效果與鄰井相當(dāng),共計使用采出水8 280 m3,解決了15個站點采出水量高影響正常生產(chǎn)的難題,國內(nèi)首次實現(xiàn)了利用富余采出水直接配制壓裂液的規(guī)模應(yīng)用.

表1 采出水壓裂液現(xiàn)場試驗效果

5 結(jié)論

1)在分析油田采出水水質(zhì)特點的基礎(chǔ)上,結(jié)合疏水締合超分子化學(xué)理論,引入功能性基團,優(yōu)化合成條件,制備了適應(yīng)長慶油田采出水水質(zhì)特點的疏水締合聚合物.

2)優(yōu)選耐采出水水質(zhì)的表面活性劑,構(gòu)建了采出水壓裂液體系.該體系具有良好的耐鹽、耐油、耐懸浮物性能以及較好的耐溫抗剪切性能,攜砂能力較高.

3)通過現(xiàn)場試驗發(fā)現(xiàn),采出水壓裂液體系流動狀態(tài)和攜砂性能良好,滿足了現(xiàn)場利用采出水配液以及壓裂施工的技術(shù)需求,措施效果顯著.