氣田中淺層地層水壓裂液體系研究

李春穎， 張志全， 林　飛， 盛　萍, 陳登亞

(1.長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100； 2.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834008)

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氣田中淺層地層水壓裂液體系研究

李春穎1， 張志全1， 林飛1， 盛萍2, 陳登亞1

(1.長(zhǎng)江大學(xué) 石油工程學(xué)院，湖北武漢 430100； 2.中國(guó)石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834008)

為了降低川西氣田地層產(chǎn)出水帶來(lái)的環(huán)境壓力，在地層水的水質(zhì)分析基礎(chǔ)上，研制了適用于川西中淺層氣藏的地層水瓜膠壓裂液體系。該地層水壓裂液體系在45 ℃、170 s-1條件下剪切60 min，黏度可保持在100 mPa·s左右，傷害率23.86%，破膠液表面張力27.82 mN/m，防膨率87.5%，殘?jiān)|(zhì)量濃度518 mg/L，具有破膠徹底、流變性好等優(yōu)點(diǎn)。在什邡38-2井和什邡38-4井的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了顯著的增產(chǎn)效果，分別獲得天然氣產(chǎn)量達(dá)1.14×104m3/d 和1.68×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了氣田地層產(chǎn)出水的重復(fù)利用。

地層水；重復(fù)利用；壓裂液；配制

隨著四川地區(qū)氣田勘探開(kāi)發(fā)的不斷深入，氣田廢水量逐年增多，無(wú)害化處理難度大，總處理能力不足，且環(huán)保壓力巨大，正面臨著天然氣減產(chǎn)的風(fēng)險(xiǎn)。地層水是氣田廢水的主要來(lái)源之一，隨著川西氣田生產(chǎn)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，氣田產(chǎn)出地層水的量也快速增加，而當(dāng)前地層產(chǎn)出水的處理方式主要是在污水站集中處理后外排，處理成本高，且處于滿負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)狀態(tài)，不能滿足日益增長(zhǎng)的氣田地層水的處理需要[1]。如果能用地層水配制工作液，既解決了地層水處理的難題，同時(shí)也實(shí)現(xiàn)了節(jié)能減排。四川地區(qū)氣藏成功開(kāi)發(fā)的關(guān)鍵是壓裂技術(shù)，因此從地層水配制壓裂液的技術(shù)難點(diǎn)出發(fā)，結(jié)合壓裂液性能需求，研制了適合川西中淺層氣藏的地層水瓜膠壓裂液體系。

1　川西氣田中淺層地層水水質(zhì)分析

川西氣田地層水具有典型長(zhǎng)期高度封閉狀態(tài)下的水化學(xué)特征，表明氣藏的封存條件好[2]。根據(jù)川西坳陷中淺層地層水總礦化度資料(見(jiàn)表1)，各個(gè)氣藏的地層水離子成分差異大，地層水礦化度較高，平均在15 000～30 000 mg/L，而且有從上往下地層水礦化度呈逐漸變小的趨勢(shì)：最大為蓬萊鎮(zhèn)組，平均值為29 952.39 mg/L，最小為下沙溪廟組，平均值為16 701.34 mg/L。

表1　川西坳陷中淺地層水總礦化度統(tǒng)計(jì)表

2　地層水配制壓裂液難點(diǎn)及對(duì)策

用中淺層地層水配制壓裂液體系后存在以下現(xiàn)象：(1)加入壓裂液常用的稠化劑羥丙基瓜膠，瓜膠無(wú)法直接溶脹，基液不起黏；(2)加入Na2CO3，基液自發(fā)弱交聯(lián)現(xiàn)象嚴(yán)重，形成的弱交聯(lián)體系耐溫耐剪切性能差。

分析原因得出：(1)稠化劑羥丙基瓜膠分子與水分子形成締合體，在溶液中展開(kāi)、伸長(zhǎng)，而地層水的礦化度較高，羥丙基瓜膠分子呈卷曲狀，使得溶液黏度降低。(2)羥丙基瓜膠是天然植物膠瓜膠的衍生物，在瓜膠及瓜膠衍生物分子結(jié)構(gòu)中，都有2個(gè)相鄰順位羥基，為極性高分子，能與有機(jī)硼交聯(lián)劑中的硼離子發(fā)生縮合反應(yīng)，生成三維空間網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，即壓裂液凍膠。而氣田地層產(chǎn)出水礦化度高、水質(zhì)復(fù)雜，內(nèi)含多種離子如Ca2+、Mg2+等，這些離子與稠化劑羥丙基瓜膠發(fā)生反應(yīng)，生成不耐溫不耐剪切的弱交聯(lián)凍膠，搶奪了有機(jī)硼交聯(lián)劑與羥丙基瓜膠發(fā)生反應(yīng)生成空間三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的機(jī)會(huì)，即出現(xiàn)基液自發(fā)弱交聯(lián)現(xiàn)象[3-5]。

針對(duì)上述技術(shù)難點(diǎn)，采用以下技術(shù)對(duì)策：(1)研制瓜膠特效增溶劑，解決基液不起黏的問(wèn)題；(2)優(yōu)化污水處理廠處理流程，預(yù)先去除Ca2+、Mg2+等影響壓裂液性能的離子。

2.1瓜膠特效增溶劑

瓜膠特效增溶劑可通過(guò)麥芽糖類物質(zhì)經(jīng)發(fā)酵再跟堿性物質(zhì)中和、烘干、提純、碾成粉末制得。它是一種白色結(jié)晶性粉末，無(wú)臭，在潮濕的空氣中微有潮解性，結(jié)構(gòu)上是一種三羥基類化合物，因此與其他羥基有相似的物理和化學(xué)性質(zhì)[5-6]。向地層水中加入特效增溶劑后，基液起黏，達(dá)到配制壓裂液的常規(guī)黏度，如表2所示。

2.2氣田地層水處理流程優(yōu)化

根據(jù)地層水配制壓裂液的技術(shù)對(duì)策，需要預(yù)先除去Ca2+、Mg2+等離子和固相雜質(zhì)，因此在原有污水處理流程的基礎(chǔ)上，加入投堿環(huán)節(jié)，去除氧化環(huán)節(jié)[1]，重新優(yōu)化處理流程如下：地層水自然沉降后，將上層清液注入絮凝池，加堿攪拌去除水中Ca2+、Mg2+后，投入絮凝劑絮凝沉降，最后取上層清液配液。

表2　加入瓜膠特效增溶劑前后基液黏度的變化結(jié)果

取地層水樣加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的堿，以水樣pH和再加堿是否還有白色沉淀作為加堿終點(diǎn)，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3　地層產(chǎn)出水中加入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的堿

從表3中可以看出，加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.0%的堿后，地層水pH為10～11，再加入堿只有極少量的白色沉淀，用其上層清液加入交聯(lián)劑，配制的壓裂液可形成凍膠，光滑可挑掛；而加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)7.0%的堿后，雖然沒(méi)有白色沉淀產(chǎn)生，但水樣pH太高，用其上層清液配制壓裂液，基液不交聯(lián)，無(wú)法形成凍膠。因此，推薦加堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.0%。

3　地層水壓裂液的配制

向絮凝后的水樣中加入0.25%瓜膠特效增溶劑、0.34%羥丙基瓜膠、0.3%殺菌劑、0.5%黏土穩(wěn)定劑、0.5%助排劑和0.5%多功能增效劑(以上數(shù)據(jù)均為質(zhì)量分?jǐn)?shù))，測(cè)得基液pH為6.4～6.8，黏度為20 mPa·s；再向水樣中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.4% Na2CO3，測(cè)得液體pH為8.5～9.0，黏度為24 mPa·s。說(shuō)明基液有輕微的自發(fā)弱交聯(lián)現(xiàn)象，但不明顯，可先考慮通過(guò)調(diào)節(jié)交聯(lián)劑體積來(lái)提高基液的pH，從而形成凍膠。

取絮凝后水樣，按照上述基液配方，加入不同體積的交聯(lián)劑，測(cè)定基液的pH和交聯(lián)情況，結(jié)果如表4所示。

表4　加入交聯(lián)劑后地層水壓裂液性能

由表4可知，隨著交聯(lián)劑加入體積的增加，基液的pH也不斷增大，但交聯(lián)時(shí)間卻逐漸延長(zhǎng)?？紤]蓬萊鎮(zhèn)組配方要求的交聯(lián)時(shí)間在1 min左右，選擇3號(hào)凍膠進(jìn)行了45 ℃流變實(shí)驗(yàn)，加入20 mg/L過(guò)硫酸銨破膠劑，在170 s-1條件下剪切10 min，黏度降至50 mPa·s，不滿足施工對(duì)流變性能的要求；選擇5號(hào)凍膠在相同的條件下進(jìn)行流變實(shí)驗(yàn)，在170 s-1條件下剪切了90 min，黏度保持在80 mPa·s左右，滿足施工對(duì)流變性能的要求，但其交聯(lián)時(shí)間太長(zhǎng)，不滿足淺層壓裂液在注入井筒2/3處就交聯(lián)的要求。

配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)20%的NaOH溶液，加入基液中，測(cè)定基液的pH，觀察是否有自發(fā)弱交聯(lián)現(xiàn)象，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表5所示。

由表5可知，向地層水壓裂液基液中加入少量的NaOH溶液，基液有自發(fā)弱交聯(lián)現(xiàn)象，但不明顯。取2號(hào)基液，加入20 mg/L過(guò)硫酸銨破膠劑和質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%交聯(lián)劑，在45 ℃、170 s-1條件下剪切90 min，黏度保持在120 mPa·s左右，高于施工對(duì)壓裂液流變性能的要求。說(shuō)明在地層水壓裂液基液中加入NaOH不僅比增加交聯(lián)劑濃度對(duì)提高基液pH的效果要好，而且形成的凍膠耐溫耐剪切性能也有明顯提高。因此可將NaOH與交聯(lián)劑復(fù)配形成交聯(lián)體系來(lái)提高凍膠的耐溫耐剪切性能[7]。

表5　加入不同體積的NaOH溶液后的基液性能

4　地層水壓裂液綜合性能評(píng)價(jià)

采用處理完的上層清液配制壓裂液，基液配方(質(zhì)量分?jǐn)?shù))如下：0.25%瓜膠特效增溶劑+0.34%羥丙基瓜膠+0.3%殺菌劑+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.5%助排劑+0.5%多功能增效劑，基液pH為6.4～6.8，黏度為20 mPa·s左右，對(duì)其綜合性能進(jìn)行測(cè)定。

4.1流變性能

采用RS6000高溫高壓流變儀測(cè)試地層水壓裂液流變性能，結(jié)果見(jiàn)圖1。圖1顯示，采用氣田地層產(chǎn)出水配制的壓裂液在45 ℃、170 s-1條件下剪切60 min，黏度保持在100 mPa·s左右，滿足施工對(duì)壓裂液流變性能的要求。

圖1　地層水壓裂液流變曲線

Fig.1Rheological curve of fracturing fluid prepared with formation water

4.2破膠性能

采用靜態(tài)水浴破膠法評(píng)價(jià)地層水壓裂液的破膠性能，破膠溫度為45 ℃，破膠劑質(zhì)量濃度從300 mg/L逐漸增加至800 mg/L，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表6所示。

由表6可知，在45 ℃時(shí)，通過(guò)加入不同的破膠劑質(zhì)量濃度，2.5 h內(nèi)能實(shí)現(xiàn)徹底破膠，且破膠劑加入質(zhì)量濃度越高，破膠時(shí)間越快?？紤]施工中的剪切作用會(huì)對(duì)壓裂液破膠產(chǎn)生影響，實(shí)際破膠劑的質(zhì)量濃度可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)需要添加[8]。

表6　地層水壓裂液破膠性能

4.3傷害性能

取蓬萊鎮(zhèn)組的天然巖心，長(zhǎng)L=3.690 cm，直徑D=2.5 cm，孔隙度φ=13.06%，進(jìn)行地層水壓裂液傷害實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度為15 ℃。測(cè)得巖心原始滲透率為0.102 7×10-3μm2，傷害后滲透率為0.078 2×10-3μm2，即地層水壓裂液對(duì)巖心的傷害率為23.86%，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求[9]。

4.4配伍性能

采用該基液配方調(diào)試的壓裂液液體均勻、黏彈性好、交聯(lián)可挑掛，放置24 h后無(wú)沉淀、無(wú)分層現(xiàn)象，表明壓裂液添加劑與地層水的配伍性良好。

4.5其他性能

表7顯示了地層產(chǎn)出水配制壓裂液破膠液的表面張力、壓裂液殘?jiān)|(zhì)量濃度及防膨率。由表7可以看出，破膠液表面張力、殘?jiān)|(zhì)量濃度和防膨率均滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的要求。

表7　地層水壓裂液其他性能

5　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

采用地層水瓜膠壓裂液分別在什邡38-2井和什邡38-4井進(jìn)行了先導(dǎo)試驗(yàn)。什邡38-2井入地砂量57 m3，入地液量364 m3，施工排量4.1～4.4 m3/min，施工壓力42～61 MPa，停泵壓力梯度2.38 MPa/(100 m)，累計(jì)排液245 m3，獲得天然氣日產(chǎn)量1.68×104m3/d。什邡38-4井目的層溫度在45 ℃左右，加砂規(guī)模23 m3，排液量130 m3左右，停泵壓力梯度2.34 MPa/m，穩(wěn)定油壓5.3 MPa，穩(wěn)定套壓7.5 MPa，施工后天然氣日產(chǎn)量1.14×104m3/d。

6　結(jié)論

(1) 針對(duì)初期采用地層水調(diào)試壓裂液出現(xiàn)的基液不起黏現(xiàn)象，通過(guò)研制瓜膠特效增溶劑和優(yōu)化地層水處理流程，開(kāi)發(fā)出了適用于川西中淺層氣藏的地層水瓜膠壓裂液體系。

(2) 該地層水瓜膠壓裂液體系具有流變性能良好、破膠徹底、傷害率低及防膨率高等優(yōu)點(diǎn)。

(3) 該地層水瓜膠壓裂液體系在川西氣藏進(jìn)行了成功的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，減少了氣田的廢水排放，實(shí)現(xiàn)了地層產(chǎn)出水的重復(fù)利用，具有良好的環(huán)保效益。

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(編輯閆玉玲)

Fracturing Fluid Prepared with Shallow Formation Water in Gas Fields

Li Chunying1, Zhang Zhiquan1, Lin Fei1, Sheng Ping2, Chen Dengya1

(1.SchoolofPetroleumEngineering，YangtzeUniversity,WuhanHubei430100,China; 2.XinjiangOilfieldBranchofPetroChina,KaramayXinjiang834008,China)

For the sake of environment protection, shallow formation waters were studied for the preparation of guar gum fracturing fluids in gas fields, west Sichuan. The fracturing fluid prepared with formation water had viscosity of 100 mPa·s after shearing 60 min(170 s-1) at 45 ℃, rate of permeability impairment of only 23.86%, surface tension of 27.82 mN/m, rate of swelling reduction of 87.5%, residue content of 518 mg/L. The formation water fracturing fluids were successfully used in SF38-2 and SF38-4, which respectively improved natural gas production of 1.14×104m3/d and 1.68 ×104m3/d. This technology enabled the reuse of formation sewage water in gas fields.

Formation water; Reuse; Fracturing fluids; Preparation

1006-396X(2016)04-0043-04投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-12-01

2016-04-28

李春穎(1992-)，女，碩士研究生，從事油氣田開(kāi)發(fā)方向的研究；E-mail：1062103893@qq.com。

張志全(1965-)，男，碩士，副教授，從事油氣田開(kāi)發(fā)工程研究；E-mail:zzq@yangtzeu.edu.cn。

TE357.12

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.009