加重壓裂液體系優(yōu)選

肖　雯，張茂森，李曉倩，趙丹星，楊　峰，李小龍，郭天魁

(1.勝利油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，山東　東營　257000；2.中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東　青島　266580)

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加重壓裂液體系優(yōu)選

肖雯1，張茂森1，李曉倩1，趙丹星1，楊峰1，李小龍2，郭天魁2

(1.勝利油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，山東東營257000；2.中國石油大學(xué)(華東) 石油工程學(xué)院，山東青島266580)

通過添加鹽水增加壓裂液密度可以有效降低井口壓力而實(shí)現(xiàn)深井和致密井的壓裂施工。受限于溶解度，單一種類鹽類的加重能力有限，而通過多種可溶性鹽復(fù)配可解決溶解度受限問題。為形成具有實(shí)用價(jià)值的系列高密度壓裂液體系，首先優(yōu)選了稠化劑，進(jìn)而研究不同配方的加重劑對(duì)稠化劑水化能力及壓裂液交聯(lián)體系的影響，形成基本的加重壓裂液體系；隨后對(duì)加重壓裂液體系的流變性、破膠性能、懸砂性能等參數(shù)進(jìn)行了測(cè)定，并結(jié)合市場(chǎng)價(jià)格等綜合指標(biāo)確定了不同密度壓裂液的加重劑配方，形成了最高密度可達(dá)1.7 g/cm3且實(shí)際可行的高密度壓裂液體系。

壓裂；加重壓裂液；鹽水；交聯(lián)；稠化劑

常規(guī)壓裂液的密度較低，一般為1.0×103～1.04×103kg/m3。國內(nèi)外研究表明通過鹽水增重可以有效降低井口壓力而實(shí)現(xiàn)深井和致密井的壓裂施工。壓裂液的密度每提高0.1 g/cm3，井筒中壓裂液的靜液柱壓力每千米即可提高近1 MPa[1]。目前常用的壓裂液加重劑主要為易溶的鉀鹽和鈉鹽類，壓裂液密度隨鈉鹽含量近似成正比增加[2]，而受限于溶解度，單一種類鹽類的加重能力有限，而通過多種可溶性鹽復(fù)配可解決溶解度受限問題。因此選擇加重劑時(shí)除考慮自身溶解度和密度外，同時(shí)還考慮配伍性、安全性及成本等因素。本文將對(duì)加重鹽水的組成、加重壓裂液的交聯(lián)體系加重壓裂液性能與組成的關(guān)系、高密度壓裂液體系的綜合優(yōu)化等方面進(jìn)行了研究，形成具有實(shí)用價(jià)值的系列高密度壓裂液體系。

1　加重壓裂液主助劑優(yōu)選

1.1稠化劑的篩選

壓裂用稠化劑中植物膠含量大約占總量的90%以上。稠化劑的稠化能力是其整體性能的關(guān)鍵，稠化劑中水不溶物含量對(duì)壓裂液破膠后的殘?jiān)考捌淞酱笮　⒎植季杏绊?，同時(shí)也是影響裂縫導(dǎo)流能力和濾餅特性的重要因素。所以，要優(yōu)選稠化劑類型、用量，最大限度地降低稠化劑中水不溶物含量，以及破膠后殘?jiān)繉?duì)儲(chǔ)層裂縫導(dǎo)流能力的影響。根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)“SY/T 6074-94 植物膠及其改性產(chǎn)品性能評(píng)價(jià)方法”，對(duì)天然瓜膠、羥甲基纖維素、羧甲基羥丙基瓜膠、羥乙基纖維素四種不同類型的瓜膠稠化劑進(jìn)行性能對(duì)比；確定最佳效果的稠化劑種類，應(yīng)用于加重壓裂液體系中。其中羧甲基羥丙基瓜膠的整體性能最佳，水不溶物和稠化能力都十分突出。

現(xiàn)根據(jù)石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)“SY/T5107-2005 水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法”，測(cè)定稠化劑交聯(lián)性能，考察其抗剪切能力。將稠化劑和交聯(lián)劑按一定比例配比，進(jìn)行4組平行試驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)采用RS6000旋轉(zhuǎn)流變儀，實(shí)驗(yàn)溫度90 ℃，在170 s-1下剪切60 min測(cè)定粘度值。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示：

表1　稠化劑交聯(lián)性能對(duì)比

參照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)“SY/T 6376-2008 壓裂液通用技術(shù)條件”，在實(shí)驗(yàn)溫度剪切90 min后壓裂液粘度應(yīng)大60 mPa·s，通過上述數(shù)據(jù)表可以看出，天然瓜膠剪切后的粘度低于60 mPa·s；其它三種改性瓜膠都達(dá)到了技術(shù)要求，而且性能要整體優(yōu)于天然瓜膠。其中羧甲基羥丙基瓜膠的抗剪切能力很好，在170 s-1下剪切60 min，粘度仍保持在100 mPa·s左右，高于正常的技術(shù)要求，在一定程度上降低了壓裂液的成本。羧甲基羥丙基瓜膠具有很好的穩(wěn)定性可以作為加重壓裂液體系中的稠化劑使用。所以本次研究所使用的稠化劑為羧甲基羥丙基改性胍膠[3]。

1.2加重劑對(duì)稠化劑溶解性的影響

稠化劑的稠化能力是其整體性能的關(guān)鍵，它在一定程度上影響著稠化劑的用量。稠化劑自身的稠化能力越強(qiáng)，實(shí)際用量就越小，所用的破膠劑用量也會(huì)相應(yīng)減少，降低壓裂液成本。但是，稠化劑的水化情況受到很多因素的影響，進(jìn)而影響到整個(gè)壓裂液體系的性能。

為研究鹽類的存在對(duì)稠化劑的影響，在本研究中選用的稠化劑為稠化效果最好的羥丙基改性胍膠，分別在不同密度的基液中加入適量的稠化劑，觀察稠化劑在鹽水溶液中的溶解性。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)多種類加重劑條件下鈣鹽、鉀鹽、鈉鹽均可有效減小水化時(shí)間，當(dāng)制備密度大于1.6 g/cm3的加重壓裂液時(shí)，溴化鋅與鈉鹽混合依然沒有減小水化時(shí)間，相比溴化鋅單鹽加重劑，復(fù)合加重劑并無明顯優(yōu)勢(shì)。

1.3加重壓裂液的交聯(lián)體系的優(yōu)選

硼酸鹽交聯(lián)、羧甲基羥丙基胍膠鋯交聯(lián)、粘彈性表面活性劑交聯(lián)、胍膠有機(jī)硼交聯(lián)等是國內(nèi)外主要的加重壓裂液體系。加重劑形成的壓裂液密度最高可達(dá)1.70 g/cm3，最高耐溫可達(dá)180 ℃。鹽類對(duì)稠化劑的溶解、交聯(lián)存在不利影響。本次研究選用的主交聯(lián)劑為有機(jī)硼延遲交聯(lián)體系，選擇胍膠溶解情況好的體系。

實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)低密度時(shí)的鈣鹽、鈉鹽等均未對(duì)有機(jī)硼交聯(lián)體系造成不利影響，優(yōu)選表明“可挑掛”均為可正常使用的加重劑。高密度條件下溴化鋅造成體系粘度變化小，不利于攜砂性能，因此高密度壓裂液不利于高砂比作業(yè)。

在實(shí)驗(yàn)室合成了一種過渡金屬交聯(lián)劑，選用基液密度為1.40 g/cm3與1.50 g/cm3的基液，自制交聯(lián)劑與有機(jī)硼延遲交聯(lián)劑復(fù)配使用發(fā)現(xiàn)效果要比單一交聯(lián)劑交聯(lián)效果要好，交聯(lián)強(qiáng)度增加。交聯(lián)效果如表2所示：

表2　交聯(lián)劑交聯(lián)效果表

因此，綜合考慮本次研究所采用的交聯(lián)劑為有機(jī)硼延遲交聯(lián)劑與實(shí)驗(yàn)室自制交聯(lián)劑的復(fù)合交聯(lián)劑。

2　加重壓裂液性能及影響

2.1加重劑對(duì)基液粘度的影響

基液粘度是壓裂液評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)，鹽類的加入將影響壓裂液粘度[4]。此次研究以氯化鈉和溴化鈉作為加重劑，分別作了其含量對(duì)壓裂液基液粘度的影響實(shí)驗(yàn)。配制瓜膠加量為0.5%的壓裂液，分別加入不同比例的加重劑，測(cè)定溶液粘度、記錄時(shí)間。

從圖1中可以發(fā)現(xiàn)，壓裂液的粘度受氯化鈉含量影響較小，在氯化鈉含量最高時(shí)，壓裂液的粘度略有上升。從圖2可見，加入溴化鈉后壓裂液粘度小幅下降，在溴化鈉含量為10%時(shí)粘度降至最低，隨后隨溴化鈉含量上升粘度逐漸升高。

分析其原因，由于隨鹽含量升高，離子在瓜膠分子周圍聚集，使瓜膠分子鏈運(yùn)動(dòng)阻力變大，從而表現(xiàn)為粘度升高。高粘度利于提高壓裂液的攜砂能力、降低其摩阻，從而可降低稠化劑用量以減輕殘?jiān)鼈Α?/p>

2.2加重壓裂液的性能參數(shù)

2.2.1流變性能

應(yīng)用流變儀，在完成單位的轉(zhuǎn)化后，剪切應(yīng)力可通過下式計(jì)算出來：

式中D為管線直徑，cm；DP為不同的壓力，MPa；L為管線長度，cm。

步級(jí)泵轉(zhuǎn)換速率會(huì)引起剪切應(yīng)力和剪切速率的變化，利用下式可得到不同剪切速率下的粘度：

式中μ為表觀粘度，mPa·s；γ為剪切速率，s-1；K為流度系數(shù)，mPa·sn。

圖3為120 ℃、170 s-1實(shí)驗(yàn)條件下，密度為1.40 g/cm3、1.50 g/cm3、1.60 g/cm3、1.70 g/cm3瓜膠加重壓裂液的耐溫耐剪切性能。根據(jù)結(jié)果顯示，凍膠剪切2 h后兩種密度的壓裂液黏度都大于300 mPa·s，說明該體系具有良好的耐溫性能耐剪切性能，能很好的滿足超深高溫井壓裂有效造縫和攜砂的需求。

2.2.2破膠性能

深層高溫儲(chǔ)層物性較差、儲(chǔ)層致密，加重壓裂必須快速破膠以免造成儲(chǔ)層堵塞、嚴(yán)重降低壓裂效果。將配制好的壓裂液裝入密閉容器內(nèi)，放入電熱恒溫箱中加熱恒溫，恒溫溫度為150 ℃，使壓裂液在恒溫溫度下破膠，取破膠液上層清液測(cè)定黏度。

測(cè)定溫度為30 ℃和95 ℃。分別測(cè)得兩種溫度條件下破膠液黏度為：1.41 mPa·s和0.33 mPa·s。在室溫(25 ℃)條件下測(cè)定破膠液的表面張力為：30.5 mN/m，破膠液與煤油的界面張力為：1.8 mN/m。將配制好的壓裂液分別加入不同用量的破膠劑，測(cè)定該加重壓裂液破膠時(shí)間。以過硫酸銨作為破膠劑，壓裂液粘度小于5 mPa·s 時(shí)，視其為完全破膠；若120 min后，破膠液粘度仍大于5 mPa·s，則視其未完全破膠[4]。

實(shí)驗(yàn)表明，溫度、破膠劑用量與壓裂液破膠時(shí)間成反比。因此加重壓裂液完全適用與高溫深井。為避免壓裂液破膠后產(chǎn)生“水鎖”效應(yīng)，測(cè)試了破膠液的表面張力，該壓裂液破膠后的表面張力為28 mN/m，可順利返排。

通過實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)：加重壓裂液破膠困難，隨溫度降低，破膠劑用量顯著上升。通過實(shí)驗(yàn)可得出在某一溫度下破膠劑的最小用量，此時(shí)只有破膠劑的用量是影響加重壓裂液破膠的因素，與破膠時(shí)間無關(guān)[5]。

2.2.3壓裂液的懸砂性能

常規(guī)壓裂液的攜砂性能的主要測(cè)試指標(biāo)是表觀粘度(以170 s-1為主)，通常認(rèn)為粘度在50 mPa·s以上時(shí)，可以滿足攜砂性能要求[6]。室溫25 ℃，對(duì)稠化劑濃度 0.5%羥丙基改性胍膠的基液進(jìn)行同粒徑(p0.6 mm)陶粒支撐劑的靜態(tài)沉降試驗(yàn)如表2所示，由結(jié)果可知，支撐劑在加重之后的壓裂液中的沉降速率減慢，說明加重壓裂液懸砂性能優(yōu)于常規(guī)壓裂液。

表2　不同壓裂液體系的支撐劑沉降速率對(duì)比

2.3加重壓裂液的綜合指標(biāo)

稠化劑為羧甲基羥丙基改性胍膠；破膠劑為膠囊包裝的過硫酸鉀；交聯(lián)劑為有機(jī)硼延遲交聯(lián)劑與過渡金屬交聯(lián)體系的復(fù)配。加重壓裂液優(yōu)化后性能指標(biāo)如表3所示：

表3　加重壓裂液性能指標(biāo)

3　結(jié)論

1)加重壓裂液的選擇可溶解性鹽，可實(shí)現(xiàn)液體增重的同時(shí)，不會(huì)造成儲(chǔ)層固體堵塞，污染地層，加重劑可選擇復(fù)合鹽實(shí)現(xiàn)不同密度要求，通過優(yōu)選最高密度實(shí)現(xiàn)1.7 g/cm3；

2)通過優(yōu)選稠化劑類型，為最大限度地降低稠化劑中水不溶物含量，以及破膠后殘?jiān)繉?duì)儲(chǔ)層裂縫導(dǎo)流能力的影響等選擇羧甲基羥丙基瓜膠作為加重壓裂液稠化劑；

3)隨鹽含量升高，宏觀上表現(xiàn)為粘度升高，有助于提高壓裂液的攜砂能力、降低壓裂液的摩擦阻力，利用這一優(yōu)點(diǎn)，可以降低稠化劑的加量，降低殘?jiān)鼈Γ?/p>

4)加重壓裂液破膠困難，隨溫度降低，破膠劑用量顯著上升。通過實(shí)驗(yàn)可得出在某一溫度下破膠劑的最小用量，此時(shí)只有破膠劑的用量是影響加重壓裂液破膠的因素，與破膠時(shí)間無關(guān)。

[1]曲占慶, 李小龍, 程宇輝, 等. 增油短節(jié)提高抽油桿系統(tǒng)效率機(jī)理研究及其應(yīng)用[J]. 斷塊油氣田, 2014, 21(1): 133-136.

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Properties of Heavy Fracturing Fluid System

XIAO Wen1, ZHANG Mao-sen1, LI Xiao-qian1, ZHAO Dan-xing1, YANG Feng1, LI Xiao-long2, GUO Tian-kui2

(1. Research Institute of Oil Production Technology, Shengli Oilfield Branch, SINOPEC Group, Dongying 257000, Shandong, China; 2. China University of Petroleum(East China), School of Petroleum Engineering, Qingdao 266580, Shandong, China)

With the promotion of energy requirement and evolution of oil exploration technology, the number of ultra-deep, high pressure wells or aberrant geostress wells increase sustainedly. The problem about these wells is the ultra high operation pressure, which high density fracturing fluid can solve. Weighting by saline is a good way to decrease surface wellhead pressure, which achieve the fracturing purpose in ultra-deep or density wells. Formulation of high density saline, cross-linking system and character of fluid will be evaluated in the essay. Density of fracturing fluid can be up to 1.7 g/cm3by adding bromide. The cross-linking time would be slowed down about 10 s to 70 s with addition of adulterant and it’s favorable for fracturing in deep well.

fracturing; high density; saline; cross link; adulterant

國家重大專項(xiàng)(大型油氣田及煤層氣開發(fā)):2011ZX05051；國家自然科學(xué)基金青年基金項(xiàng)目(徑向鉆孔引導(dǎo)水力壓裂裂縫定向擴(kuò)展機(jī)理研究)：51404288

2016-03-09

肖雯(1990-)，女，山東東營人，勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院助理工程師，現(xiàn)從事采油工程、壓裂工藝方面研究。

TE357

B

1008-9446(2016)04-0025-05