一种海水基压裂液体系的研究_刘刚芝

刘刚芝等：一种海水基压裂液体系的研究
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3 体系性能评价
研发出耐盐稠化剂、胶液保护剂和螯合调节剂 等海水基压裂液关键添加剂后，得到的海水基压裂 液体系配方如下，并对该体系进行了性能评价。
0.55% 耐 盐 稠 化 剂 XTH-1+ 0.2% 胶 液 保 护 剂 XTH-4+1.5% 螯合调节剂 XTH-3+0.5% 温度稳定剂 XTH-6+0.3% 破乳助排剂 XTH-5+0.5% 抗盐交联剂 XTH-2+（0.01%～0.2%）破胶剂 XT-71
采用不同稠化剂配制的压裂液主要性能如表 1 所示。由表 1 可知，采用耐盐稠化剂配制的压裂液 黏度最高，故作为海水基压裂液体系的稠化剂。
表 1 不同稠化剂的主要性能表
稠化剂
AV 淡水 / AV 海水 / 黏度保 水不溶物/ mPa·s mPa·s 持率 /% %
0.50% 进口瓜胶
103 86 83.5 4.79
压 裂 液 是 压 裂 施 工 的 工 作 液， 在 陆 地 油 田 应 用压裂技术开发了大量的低渗透油田，但是在海洋 采用压裂技术开发低渗油气田才刚刚开始，如沿用 陆地的淡水压裂液进行施工，受作业载体、液体储 存空间、淡水运输的限制，压裂施工规模受到很大 限制，如果天气不好，淡水供给不能保证，严重影 响作业周期，增加成本投入。因此，亟需研究出海 水基压裂液体系。据文献调研，国外海水基压裂液 体系主要为黏弹性表面活性剂体系和低温硼交联 压裂液体系，主要应用于疏松砂岩压裂防砂和低渗 水平井分段压裂中，耐温达 93 ℃ [1] ；中国海水基压 裂液体系主要为黏弹性表面活性剂体系 [2]，耐温达 90 ℃。笔者研究出了一种海水基压裂液体系，其耐 温达 120 ℃，可以用过滤海水进行配制，压裂液体 系耐高矿化度、黏度高、残渣低，储层伤害小，为 克服海上压裂施工对淡水的依赖、降低海上压裂施 工的成本，扩大海上压裂施工规模提供了技术支持。
4 结论与建议
图 1 120 ℃高温海水基压裂液黏度 - 时间曲线
3.3 残渣含量
压裂液残渣会留在支撑剂和储层岩石孔隙中， 降低支撑剂充填层和储层的渗流能力，对压裂增产 效果有很大的影响。稠化剂残渣不但会对岩心基质 造成一定的固相堵塞伤害，而且会在岩心端面形成 滤饼，对储层的伤害率可以达到 20% 以上。因此， 对比了海水基压裂液体系和淡水基压裂液体系残渣 含量，结果见表 5。
0.50% 羟丙基瓜胶
99 82 82.8 5.58
0.50% 羧甲基羟丙基瓜胶 108 89 82.4 3.65
0.50% 耐盐稠化剂 111 94 84.7 1.84
0.50% 低聚物
78 42 53.8 0.33
2.2 胶液保护剂
常规的杀菌剂虽对海水压裂液防腐具有一定的 作用，但是无法实现隔离盐分，对稠化剂进行促溶、 增溶的目的。为此，开发了一种胶液保护剂，其不仅 具有高活性的杀菌能力，可以杀灭各类微生物，而且 具有减缓盐分影响、促进水分渗透、促使链节伸展、 实现促溶、增溶的功效，满足海水基压裂体系的需 求。将常用杀菌剂甲醛、JA-1 和 XT-11 和胶液保护剂 做溶解性能和防腐性能对比实验，结果见表 2 和表 3。
3.1 交联性能
该压裂液体系基液的黏度为 97 mPa·s，pH 值 为 9。加入 0.5% 抗盐交联剂，交联时间为 120 s， 300 s 后可挑挂。交联时间可以在 2～5 min 内调整。
3.2 耐温耐剪切性
依据 SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价 方法》用 HAAKE RS6000 流变仪在 170 s-1、120 ℃下， 对该压裂液配方进行了耐温性能实验（见图 1）。可 以看出，该配方在 120 ℃下剪切 2 h 后，黏度均保 持在 80 mPa·s 以上，达到了现场压裂施工的要求。
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体的形成，所以表面活性剂的耐温性差 ；人工合成 聚合物的抗盐性差，不利于用高盐度水配制 ；而植 物胶或以植物胶为主体的改性物，由于天然高分子 自身含有刚性基团，使其对矿化度具有一定的耐受 性，同时引入耐盐基团对其进行改性后，可使其抗 盐性进一步增强。瓜胶分子上有羟基，在碱的作用 下可以和一些醚化剂进行反应 [3]。
表 5 海水基压裂液与淡水基压裂液体系残渣含量对比
压裂液体系
残渣含量 /（mg/L）平均值 /（mg/L）
0.5% 耐盐稠化剂 + 海水
294.6 341.2
317.9
0.5% 进口瓜胶 + 淡水
613.7 567.5
590.6
1. 研究出了用过滤海水直接配制的高温海水基 压裂液体系，该体系耐高矿化度、黏度高、残渣低， 对储层伤害小，克服了海上压裂施工对淡水的依赖。
【理论研究与应用技术】
一种海水基压裂液体系的研究
刘刚芝 1， 王杏尊 1， 鲍文辉 1， 李秋月 2
（1. 中海油田服务股份有限公司，天津 ；2. 渤海钻探井下作业分公司，河北任丘）
刘刚芝等 . 一种海水基压裂液体系的研究 [J]. 钻井液与完井液，2013，30（3）：73-75. 摘要 通过室内实验研发出一种海水基压裂液体系的关键添加剂——耐盐稠化剂、胶液保护剂、螯合调节剂， 优化出了耐高矿化度、黏度高、残渣低、地层伤害低的海水基压裂液体系。对海水基压裂液体系的性能评价结果表明， 该体系耐温达到 120 ℃，交联时间为 2～5 min 可调，残渣含量为 318 mg/L，岩心伤害率为 24.85%，破胶液表面 张力为 26.5 mN/m，界面张力为 1.76 mN/m，达到了现场应用的要求。 关键词 海水基压裂液 ；耐盐稠化剂 ；螯合调节剂 ；性能评价 中图分类号：TE357.12 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2013）03-0073-03
7 60.32 51.98 70.86 77.78 80.02 81.56
由表 2 可知，胶液保护剂对耐盐稠化剂的溶解 具有一定的促进作用，且随着其用量的增加，效果明 显，当其用量超过 0.25% 后促进效果不明显。由表 3 可知，甲醛和胶液保护剂对耐盐稠化剂胶液都具有 一定的保护作用，且 0.15% 以上加量的胶液保护剂效 果好于 0.2%甲醛。因此，确定胶液保护剂作为耐盐 稠化剂的原胶液保护剂，用量范围为 0.15%～0.25%。
2. 研究出了耐盐稠化剂、胶液保护剂、螯合调节 剂等关键添加剂，优化并评价了该体系的综合性能。
3. 该体系耐温达 120 ℃，残渣含量为 318 mg/L， 岩心伤害率为 24.85%，达到了现场应用的要求。
参考文献
[1] Tomislav Bukovac.Successful continuous,multistage,hydraulic fracturing using a seawater-based polymerfree fluid system,executed from a supply vessel;black sea offshore[R].SPE 121415，2009.
表 4 离子屏蔽剂耐碱性能评价
螯合剂 /
原胶液配方
%
0.2
0.4
0.6 0.5% 耐盐
0.8 稠化剂
1.0
1.2
1.5
调前 pH 值
7.8 8.0 8.3 8.5 9.0 9.3 9.6
pH=10 时 状态 微浑 微浑
无色透明 无色透明 无色透明 无色透明 无色透明
高温状态
白色沉淀 白色沉淀
泛白 无色透明 无色透明 无色透明 无色透明
表 3 杀菌剂对耐盐稠化剂胶液防腐性能的影响
t/
AV/mPa·s
d 0.2% 0.1% 胶 0.15% 胶 0.2% 胶 0.25% 胶 0.3% 胶
甲醛 液保护剂 液保护剂 液保护剂 液保护剂 液保护剂
0 88.04 95.88 96.02 96.54 96.66 96.79
1 87.43 93.74 93.99 95.87 96.47 96.41
压裂液 岩心 K0/10-3 μm2 Kd/10-3 μm2 伤害率 /% 平均值 /%
海水基 1# 压裂液 2#
11.54 12.39
Βιβλιοθήκη Baidu
8.49
26.43
24.85
9.57
23.26
3.5 破胶性能
将交联后的压裂液密封放置于 95 ℃恒温水浴 中， 使 其 在 恒 温 条 件 下 破 胶， 观 察 压 裂 液 在 不 同 时间的状态，记录其破胶时间为 73 min。取破胶液 上清液，在 30 ℃下测得破胶液黏度为 3.42 mPa·s， 破胶液的表面张力为 26.5 mN/m，其与脱水煤油的 界面张力为 1.76 mN/m。从实验结果可以看出，破 胶后的压裂液黏度低，表、界面张力小，有利于施 工后压裂液的快速、彻底返排。
1 研究难点
海水中含有大量无机盐，这些无机盐会影响瓜 胶的水化和增黏、pH 值的控制和导致沉淀的生成。
海水的矿化度非常高，达到 30 000～40 000 mg/L 左右，海水中复杂离子元素的存在使常规高分子稠 化剂在水化溶解的过程中，受到影响而造成溶解不 完全，甚至是不溶。海水中含有大量的有机质和腐 生菌，使植物胶稠化剂在配制、放置过程中，很容 易受微生物的腐蚀而变质，这对海水基压裂液的防 腐提出了更高的要求。常规瓜胶压裂液为碱性体系， 容易与海水中的离子形成沉淀，造成储层污染。因 此，对海水基压裂液体系，需要开发特殊的耐盐稠 化剂、胶液保护剂和螯合调节剂，使压裂液体系耐 盐性能、防腐性能、储层保护性能满足施工要求。
0.10% 胶液保护剂 9 15 27.0 45.0 68 84
0.15% 胶液保护剂 18 46 57.0 65.0 72 89
0.20% 胶液保护剂 27 54 72.0 86.0 92 94
0.25% 胶液保护剂 54 69 78.0 87.0 93 94
0.30% 胶液保护剂 57 68 81.0 88.0 91 96
表 2 胶液保护剂对耐盐稠化剂溶解性能的影响
常温不同溶解时间（min）的黏度 /mPa·s 胶液保护剂种类
5 10 15 30 60 120
空白
2 2 3.0 9.0 13 31
0.2% 甲醛
2 2 3.5 8.5 14 33
0.1%JA-1
2 2 3.0 3.0 2 4
0.1%XT-11
2 2 3.0 3.0 2 4
基金项目 ：中海油田服务股份有限公司项目“海上低渗透储层改造技术研究”（E-23137005）资助。 第一作者简介 ：刘刚芝，高级工程师，1984 年毕业于华东石油学院机械系矿机专业，现为中海油田服务股份有限公司 油田生产事业部副总经理。地址 ：天津市塘沽区营口道 938 号天津科技大学 2 号楼 202 室 ；邮政编码 300450 ；电话（022） 66907928 ；E-mail ：liugz@cosl.com.cn。
2 86.57 89.16 91.52 94.44 95.72 96.07
3 84.86 86.25 88.14 93.57 94.12 94.78
4 81.71 81.91 85.77 92.51 93.34 93.23
5 76.09 76.74 82.25 88.36 89.63 90.19
6 69.13 63.22 80.43 83.62 85.96 86.45
2.3 螯合调节剂
常规植物胶压裂液体系在偏碱性的体系环境下 交联，对于交联剂活性中心离子的活化和交联体系的 耐温性有良好的促进作用，碱性的增强可以增强交 联剂中心离子与瓜胶的交联结合能力。但是随着碱性 的增强，海水中存在的 Ca、Mg、Fe、Al 等高价 / 变价 金属就会生成沉淀。沉淀对稠化剂具有很强的絮凝 作用，随着碱性的增强、沉淀增多，稠化剂有可能会 发生凝聚、脱水，进而失去作用。对离子屏蔽剂的耐 碱性进行了评价实验，结果见表 4。由表 4 可以看出， 调节剂的最低加量应在 0.8% 以上。
2 关键添加剂的研发
2.1 稠化剂
水 基 压 裂 液 分 为 天 然 聚 合 物 压 裂 液、 人 工 合 成聚合物压裂液、表面活性剂压裂液及复合型压裂 液等几类。表面活性剂压裂液是靠特殊表面活性剂 自身的低临界胶束浓度，使其易在反离子作用下形 成可相互缠绕的长棒状胶束集合体而起到增黏作用 的，但是胶束的形成受温度的影响很大，在高温下， 表面活性剂的临界胶束浓度很大，不利于胶束集合
由表 5 可知，海水基压裂液体系残渣含量远低于 进口瓜胶压裂液体系，能降低压裂液对储层的伤害。
3.4 岩心伤害实验
对 海 水 基 压 裂 液 进 行 了 岩 心 伤 害 实 验， 结 果 见表 6。可以看出，该压裂液体系岩心伤害率为 24.85%，满足行业标准要求小于 30% 的条件。
表 6 压裂液岩心伤害实验结果