羟丙基瓜尔胶压裂液的研究及应用

影响羟丙基瓜尔胶压裂液破胶性能的确定性因素研究

要是糖苷键的断裂降解，分子主链降解到一定程度等后，Ｇ主链上的糖环才开始氧化。ＨＰ
时．该温度下原本看似黏度已经低到可以被认定为破胶的时候，在冷却后或是现场返排时。尔会出现二偶次交联的现象。从理论上来说，化破胶属于不可逆氧
ＨＰＧ破胶的几种已知的确定性因素ｆ交联剂的种类和浓度、尔胶液浓度、境温度、Ｐ瓜环ＡＳ用量１行了探进讨，探究了ＨＧ压裂液返交联的主要原因。Ｐ
４实验结果与讨论
４１环境温度的影响．
过硫酸盐分解并进而变得活跃与温度有很大的关系，温度低于约５ ℃ ，热解速度非常慢，２其随温度增加。胶剂便的非常活跃．中游离的硫酸基能够形破其成作用于聚合物的ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 离基。生提高破胶剂效应的链产
关方法进行实验。
断高分子链的作用。胶液的再次交联已经是不可能破的．为什么在实际现场的应用中有时会出现返交联可
的现象呢？分子的被氧化降解究竟是怎样的一个过高
程。为找出影响瓜尔胶压裂液破胶的原因．对影响
新疆石油科技
２１０１年第４期（２第１卷）
・７・３
影响羟丙基瓜尔胶压裂液破胶性能的确定性因素研究
吴丽蓉① 李贵平陈效领

羟丙基瓜胶压裂液盐酸破胶过程探讨

羟丙基瓜胶压裂液盐酸破胶过程探讨【摘要】本文研究了有机硼交联羟丙基瓜胶（HPG）的冻胶与盐酸接触后，发生破胶的过程，并分析了影响破胶的因素。

最后提出适合评价盐酸破胶过程的新方法。

【关键词】HPG 羟丙基瓜胶盐酸破胶有机硼1 前言羟丙基瓜胶（HPG）是在瓜儿胶在碱性条件下用环氧丙烷改性后制得的。

HPG压裂液是以HPG为成胶剂分散到水中，与其他添加剂混合均匀，形成能够满足压裂工艺要求的工作液。

破胶剂是通过把长链有交联的高分子聚合物分解成的短链或无交联低（小）分子来降低压裂液的粘度，有利于酸压施工后的返排，从而减少高粘度压裂液留在裂缝中对油和气的渗透性的影响。

本文通过研究了盐酸对羟丙基压裂液的有机硼交联冻胶破胶机理、以及破胶过程影响因素，结合室内研究条件提出适合的该类破胶过程的评价方法。

2 实验部分2.1 实验仪器及设备：Thermo Fisher HAAKE RS600旋转流变仪；天津港东科技FTIR-650 傅里叶变换红外光谱仪；莱卡DM2500M显微镜；百特9300S激光粒度仪；品氏粘度计；水浴锅；吴茵混调器等；2.2 实验方法2.2.1样品制备称取5.0g羟丙基瓜胶，使用吴茵混调器使其充分溶解于水中，分别加入1.0%助排剂、1.0%破乳剂、1.0%粘土稳定剂、0.5%温度稳定剂，放置16小时进行溶胀后加入0.1%的NaOH调节pH值，作为压裂液基液使用。

取基液100mL，加入0.5%的有机硼交联剂进行交联作为HPG冻胶。

2.2.2红外光谱分析HPG冻胶与盐酸接触前后的反应产物，用溴化钾压片法进行制样，利用FTIR-650红外光谱仪分析HPG冻胶降解前后官能团的变化。

2.2.3影响因素分析将浓度为0.2%、0.5%、1.0%、2.0%、3.0%、5.0%、8.0%的盐酸与冻胶接触，记录HPG冻胶破胶时间和破胶过程中的现象，分析盐酸浓度对HPG冻胶破胶的影响。

利用HAAKE RS600流变仪分别测定60℃、80℃、100℃、120℃、140℃下HPG冻胶与盐酸接触后破胶液的粘度变化和粘度维持时间，分析温度对盐酸破胶的影响；通过测定HPG冻胶与盐酸、盐酸胶凝酸（稠化剂加量为0.8%）、高温胶凝酸（稠化剂加量为 1.0%）接触后的破胶现象，以及测定冻胶与盐酸、稠化酸破胶后的破胶液残渣的粒径，分析稠化剂对HPG冻胶破胶的影响；2.2.4评价方法的确定通过将盐酸破胶性能与过硫酸铵破胶性能对比，探讨适合盐酸对HPG冻胶破胶的评价方法。

压裂技术理论及应用

0.10
0.20 50
0.30 75
0.40
0.50
0.60 125
0.70 150
0.80
0.90
1.0 200
100
175
7
压裂工艺是一个复杂的系统工程，要设计
一次压裂施工并达到预期的效果，与地质分析
（控制着区块的含油分布）、岩石力学（控制
着裂缝几何形态）、流体力学（控制着液体流动与支撑剂在裂缝中的铺置）、化学（控制着施工的材料性能）以及机械、材料力学等多学科有着密切的联系。
清洁压裂液
常规聚合物压裂液（植物胶）由于存在较多的残渣，仅有
30%~45%瓜尔胶聚合物返排。聚合物残留在岩石裂缝表面和支撑裂缝内，将明显影响支撑裂缝的导流能力，阻碍流体流动，从而降低压裂改造效果。理想的压裂液是在满足压裂造缝和携砂能力的同时，要求压裂液实现快速彻底破胶，降低对储层的伤害，减少储层污染。在20世纪90年代后期，新一代的压裂液体系被开发成功，在一定程度上，
• 10 > k > 0.001 md (Gas)
• 100 > k > 0.1 md (Oil) • 储层厚，含油性好 • 隔层遮挡性好 • 泄油面积大
复杂的压裂储层特性
• • • • • • k ≥ 100mD或 k ≤ 0.1 mD (Oil) k ≤0.001 mD (Gas) 储层薄，含油性差隔层遮挡性差透镜体油气藏敏感性储层
0099
001
002
003
设计软件处于世界领先技术水平
19
2.压裂液和支撑剂
在压裂施工中，压裂液的主要作用是：造缝和携砂。压裂液与地层岩石和油藏流体要配伍并且对支撑剂渗透率伤害最小。一般来说，压裂液体系主要包括：水基压裂液（羟丙基瓜尔胶）、清洁压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液（CO2或N2）以及相应的交联剂、破胶剂和添加剂，目前胜利油田主要使用水基压裂液。目前胜利油田应用的压裂液以羟丙基瓜尔胶（HPG）为主，其水不溶物含量在6.5～8%，国外羟丙基瓜尔胶（HPG）水不溶物含量在2～4%。支撑剂包括石英砂和陶粒，目前胜利油田主要采用陶粒支撑剂。

超低浓度羟丙基胍胶压裂液体系的研制及在苏里格气田的应用

好的耐温和流变性能。该压裂液体系残渣残胶含量大大降低，降低了对储层的伤害程度。截至到
２０１１年底，该压裂液已成功应用于苏里格气田４２口直井、３口水平井，取得了较好的改造效果。
．
ｃｏｕｌｄｍａｋｅｔｈｅｈｙｄｒｏｘｙｐｒｏｐｙｌｇｕａｒｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｄｅｃｌｉｎｅｂｙ４０，ａｎｄｔｈｅｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄｓｖｓｔｅｍ
Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅｓｕｐｅｒ — ｌｏｗｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｈｙｄｒｏｘｙｐｒｏｐｙｌｇｕａｒｇｅｌｌｅｄｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｆｌｕｉｄａｎｄｉｔｓａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｉｎＳｕｌｉｇｅｇａｓｆｉｅｌｄ
，
ｔｈｅｎｅｗｓｔｙｌｅｈｉｇｈｅｆｆｉｃｉｅｎｔｃｒｏｓｓｌｉｎｋｉｎｇａｇｅｎｔｈａｓｂｅｅｎｓｔｕｄｉｅｄｔｈｒｏｕｇｈｔｈｅ。ｐｔｉｍｉｚｉｎｇｏｆｓｖｎｔｈｅ
石油与天然气化工
２７４
ＣＨＥＭＩＣＡＩＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧＯＦＯＩＩ＆ＧＡＳ
２Ｏ１３

《压裂用瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶技术要求》

压裂用瓜尔胶技术要求
质量指标
4 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6
仪器设备天平: 感量 0.01 g；天平：感量 0.0001 g；快速水份测定仪: 精度 0.01 %；电热恒温干燥箱：能控制在（105±2）℃；恒温水浴：能控制在（30±1）℃；电动振筛机；
4.7 标准筛： Φ200×50－0.125/0.09， Φ200×50－0.071/0.05， Φ200×50－0.090/0.063 (符合 GB/T 6003.1－1997)； 4.8 4.9 粘度计：Fann-35 型六速旋转粘度计或同类产品；离心机：转速 0 r/min～4000 r/min；
4
交联性能
Q/SH 0050-2007 6.7.1 交联液配制在100 mL 蒸馏水中加入0.50 g 硼砂，用玻璃棒轻轻搅拌至全部溶解。该交联液应现用现配。 6.7.2 测定步骤量取6.4.1配制的溶液100 mL 于烧杯中，边搅拌边加入6.7.1配制的交联液10 mL，搅拌均匀，用玻璃棒挑挂，判断交联性能。 6.8 流动性
项目一级品外观自由流动粉末 ≤1 % ≤10 % ≤10.0 % 6.5～7.5 ≥110 ≤4.0 % ≥105 ≤7.5 % ≤15 % 二级品
压裂用羟丙基瓜尔胶技术要求
质量指标
0.125/0.09 筛余量 0.071/0.05 筛余量含水率 pH 值（0.6 % 水溶液）表观粘度μ（30 ℃，170s-1，0.6 %），mPa·s 水不溶物交联性能流动性羟丙基取代度 MS 注：表中“%”均为质量分数。好 ≥0.30
产品检测结果中若有一项指标不符合本标准要求时，应重新加倍在包装单元中采取有代表性的样品进行复检。复检结果中仍有一项指标不符合本标准要求，则判该批产品质量不合格。 7.3 仲裁当供需双方对产品质量检测结。 8 标志、包装、质量检验单、使用说明书、运输、贮存

羟丙基瓜胶压裂液流变行为影响因素研究

过测定１０Ｓ。１０ｍｉ间内压裂液的抗剪切性７＿、２ｎ时
赠
桴
能，瓜胶压裂液流变行为的影响因素进行研究。对
１压裂液流变行为影响因素
１１稠化剂．
稠化剂是压裂液的主剂，最主要作用是增粘，其
第１期
Ｖｏ．５Ｎ０１１２．
羟丙基瓜胶压裂液流变行为影响因素研究
姜阿娜，岩磊，仲陈凯，安海钟
（中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营２７０）５００
［摘要］以哈克流变仪为主要工具，通过测定１ｏ～、２ｉ时间内羟丙基瓜胶压裂液的抗剪切性能，７１ｏｎｓｍ
裂液破胶后的残渣愈少Ｌ。１］
考察普通羟丙基瓜胶粉（Ｇ）超级羟丙基瓜ＨＰ、
胶粉（ＨＰ以及罗地亚４５瓜胶粉（ＵＯ一１ＳＧ）１＃Ｌ４５
合一粉碎一原粉一改性一洗涤一干燥一粉碎一筛分
一均质得成品Ｌ。瓜尔胶是一种天然的半乳甘露聚２］糖胶，从产于印度、巴基斯坦等地的瓜尔豆种子的胚
次还具有降低滤失和减少压裂液摩阻等作用。稠化剂的增稠能力主要与其相对分子质量、子链上的分基团性质及分子链状态有关。一般来说，化剂相稠对分子质量愈大，稠能力愈强；增稠化剂分子链上的
对瓜胶压裂液流变行为的影响因素进行研究。室内试验表明，响羟丙基瓜胶压裂液流变行为的因素众多，化影稠

羧甲基羟丙基胍胶压裂液在注水井压裂中的应用

２羧甲基羟丙基胍胶压裂液低残渣伤害实验模拟
不同压裂液对支撑裂缝导流能力影响
（１）对支撑裂缝导流能力伤害。实
验条件：① 流体介质为不同压裂液体系交联破胶液（未过滤掉残渣）；② 选用２０／４０目陶粒，铺砂浓度１０ｋｇ／ｍ￣；③ 闭合压力为３０ＭＰａ。从图ｌ看出，注入不同压裂液体系时，羧甲基羟丙基胍胶压裂液对导流能力伤害程度明显小于羟丙基胍胶压裂液，主要由于羧甲基羟丙基胍胶压裂液残渣含量低，对支撑裂缝的渗流孔隙堵塞少。对于
状态。当Ｉ＃Ａ点被加上１４５伏交流电时，通过缆芯高阻高压至ｌ＃缆芯处，Ｄ超过导通电压使Ｖ瞬间导通，使高压短路到地，保
护井径电阻的安全。
２．４平衡筒密封
》
【参考文献】
［１】洪有密．测井原理与综合解释【Ｍ］北京：中国石油大学出版
得缆芯上获得２ — ８Ｖ左右的直流变化。
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一
● ＾￥
一
～
发现有漏泥浆现象。３结束语
井径电位器保护保护电路和新改成的液压平衡筒在微球下井仪器上安装使用后，达到理想要求。野外小队使用中再次误操作，电位器不被烧毁，液压平衡也不再出现灌泥浆的『 Ⅱ 】题。推靠器能反复使用，防止小队的频繁损坏

两种低伤害压裂液体系在苏里格气田东区的应用

液体系和阴离子粘弹性表面活性剂，截止２０１２年底西南井下已成功运用这
表２苏东岩芯伤害数据压裂液类型
常规体系低浓度体系ＶＥＳ体系
两种技术３０井次，并取得较好的改造效果Ｉ关键词１低伤害压裂液；羟丙基；粘弹性表面活性剂；现场应用
０．０３７６０．００４７７６２０．００５３１
６３．１４２．８１９．３
此，使用低伤害工艺以减少储层基质渗透率和支撑裂缝伤害已经成为苏系的现场应用进行对比评价。３．１设计参数东储层改造的重要课题１２－５］。作为苏里格压裂新工艺、新技术试验田，统（１）砂比：参数优选主要与目的层的储层品位相关，设计时未考计表明，到２０１２年底，西南井下在苏东应用新型低伤害工艺的措施井次
低伤害体系排量设置都较常规体系为高。形成的胶束凝胶不含高分子，极大降低基质及裂缝壁面吸附滞留伤害，（５）小结：三种工艺设计规模相当，而ＶＥＳ体系拥有最好的泵注环（２）新型阴离子表面活性剂与砂岩表面的负电性相斥，不易在砂岩表面吸附，很难进入砂岩及其填隙物的孔喉，还可有效防止阳离子表面活性境。剂可能造成的润湿反转。
主力产层盒８平均砂比最高￣Ｊ２８％，山１与山２分别为已达到公司压裂任务井数的７９．２％，而其中应用较为成功的两种新工艺虑液体体系的影响，５％、２３％。是超低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液体系和阴离子粘弹性表面活性剂体系２（２）前置液比：由于阴离子型清洁压裂液不含高分子聚合物，液体（ＶＥｓ）。

压裂用瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶孙庆阁

水不溶物％
4.1 8.9 3.8 4.0 8.2 3.9 4.7 3.8 5.3 8.1 7.4 7.8 6.3 7.0 7.2
标准对比
本标准与Q/SH 0050—2007相比主要变化如下：
——修订了5.4.1中溶液的配制方法； ——将“表观粘度”结果的精密度要求由10mPa.s改为了3mPa.s； ——修改了附录A中羟丙基瓜尔胶羟丙基取代度的测定方法； ——将“羟丙基取代度”结果的精密度要求由0.03改为0.02。
≤10.0 %
pH 值（0.6 %水溶液）
6.5～7.5
表观粘度μ（30 ℃，170s-1， 0.6 %），mPa·s
≥110
≥105
水不溶物
≤4.0 % ≤7.5 %
交联性能
能用玻璃棒挑挂
流动性
好
一般
羟丙基取代度 MS
≥0.30
≥0.15
注：表中“%”均为质量分数。
标准对比
序号
SY/T 5764－2007
本标准与Q/SH 0050—2007相比主要变化如下：
1、修改了溶液的配制方法
原标准：量取500 mL 蒸馏水倒入吴茵混调器中，低速启动，缓慢倒入[3.00/(1-W )] g (W为样品含水率)胶粉，调电压至50 V～55 V，搅拌 5 min，将溶液倒入烧杯中，加盖，置于30 ℃ 水浴中，恒温4 h。
Q/SHCG 64—2013压裂用瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶技术要求
•压裂用瓜尔胶技术要求
•压裂用羟丙基瓜尔胶技术要求
项目
外观 0.125/0.09筛余量 0.071/0.05筛余量含水率 pH 值（0.6 %水溶液）表观粘度μ（30 ℃，170s-1 ，0.6 %），mPa·s

瓜胶压裂液性能及在滨661块整体压裂中的应用

瓜胶压裂液性能及在滨661块整体压裂中的应用张虎贲【摘要】压裂液的流变性是影响其压裂效果的重要因素之一。

针对胜利油田滨661块研制的瓜胶与交联剂FYC-160形成的压裂液体系 GRJ-11,研究其流变性、耐温性和抗剪切性,并利用扫描电镜观测了其微观结构。

结果表明,此压裂液体系具有良好的增黏能力和抗剪切效果,170 s-1、剪切40 min后,体系黏度仍在90 mPa·s 左右,且内部形成了稳定的三维交联网络结构。

对此压裂液在滨661块沙四段12口井进行了整体压裂投产,平均每口井日产油5.53 t,平均含水率为39.74%,压裂后单井获得较高产能,满足于地层压裂的要求。

%The rheology of fracturing fluid is one of the important factors that influence the fracturing effect.The rheology, heat resistance and shear resistance of fracturing fluid (GRJ-11 )were studied which was consisted with guar gum and crosslinking agent(FYC-160)in Shengli oilfield.Its microstructure was observed by scanning electron microscopy (SEM).The results of experimental tests showed that,the fracturing fluid system had higher property of viscosifying ability,shear resistance and more perfect three-dimensional cross-linked network structure.The viscosity of the fracturing fluid could keep about 90 mPa·s after shearing at 170 s-1 for 40 min.The guar gum fracturing fluid system was applied to the field successfully for 12 oil wells,and the average oil production was 5.53 t/d and the average water cut was 39.74% after dealing with 12 wells. The GRJ-1 1 system could match the need of the well with the low reservoir permeability of Es-4 of Bin 6 6 1 black.【期刊名称】《石油化工高等学校学报》【年(卷),期】2014(000)003【总页数】4页(P48-51)【关键词】瓜胶压裂液;流变性;抗剪切性;整体压裂【作者】张虎贲【作者单位】胜利油田东胜集团股份公司，山东东营 257000【正文语种】中文【中图分类】TE357.1+4压裂作为改造低渗透油藏的一项重要增产措施，其压裂液的好坏直接影响着压裂效果，是决定压裂成功与否的关键之一［1－3］。

羟丙基胍胶压裂液重复利用技术研究

大，井压裂作业返排液的处理日益受到各油田的油
液，再将可回收压裂液的破胶液与基液按一定比例
混合，入交联剂后重复交联，交联性能良好．加其通
过性能评价考察了被重复利用压裂液体系的流变性能、抗剪切性能、滤失性能、静态悬砂性能、破胶液表
收稿日期：０１５２２１－－３０
作者简介：李谦定（９９）男，授，１５一，教研究生导师，主要从事油气田化学和精细化工方面的教学与科研工作
Ｅ— ｉ：ｄｉｘｙｅｕｃｍａｌｑｌ＠ｓｕ．ｄ．ｎ
李谦定等：羟丙基胍胶压裂液重复利用技术研究
国内这项技术还处于可行性研究阶段，长庆油田等单位对这项技术进行了应用研究，返排液在中补加各种添加剂得到的回收压裂液性能良好．
Ｒ３ａｋ旋转黏度仪，ＮＤＶ一０ＨａｅＺＮ— ６型六速旋转黏度仪，Ｇ７一ＧＳ１Ａ型高温高压滤失仪．羟丙基胍胶，工业级；硼砂，业级；释型破胶剂Ｓ．，工缓Ｓ１实
２１年９月０１
西安石油大学学报（自然科学版）
ＪｕａｏｉｎＳｉｏｎｖｒｔ（ａｒｌｃｎｅＥｉｏ）ｏｒｌｆｈｙｕＵｉｅｓｙＮｔａＳｉｃｄｉｎＸａｉｕｅｔｎ
Ｓｐ．２１ｅ０１Ｖｏ．１２６Ｎｏ．５
中图分类号：Ｅ９Ｔ３文献标识码：Ａ

微弱伤害瓜胶清洁压裂液性能评价及应用

微弱伤害瓜胶清洁压裂液性能评价及应用王佳;朱杰;李丛妮;李俊华;张军【摘要】常规的瓜胶压裂液体系对油藏伤害的主要因素是残渣大、伤害率高以及由体系配伍性不好造成的伤害.采用低用量瓜胶多核交联剂、多功能阻垢剂、选择性高分子断裂催化剂三种技术集成了微弱伤害瓜胶清洁压裂液体系,对其耐温耐剪切性能、破胶性能、岩心伤害及配伍性进行了研究.结果表明,该体系耐温耐剪切性能良好,破胶残渣为72 mg/L,对岩心的伤害率＜10％,破胶液与地层水配伍性良好,并在陕北地区进行了现场应用.%The damage of conventional gum fracturing fluid system are residue,high damage rate and bad system compatibility.The weak-damage guar gum clean fracturing fluid system are integration by the three kinds of technology,including low dosage glue of multi-core crosslinker,multi-functional inhibitors and elective polymer fracture catalyst.The heat-resistant,gel breaking performance,core damage and compatibility are studied.The results show that the system is heat resistance,the break glue residue is 72 mg/L and the harm of core rate is less than 10％.The formation water and gel breaking liquid have a good compatibility,the system is applied in northern Shaanxi.【期刊名称】《应用化工》【年(卷),期】2017(046)005【总页数】4页(P948-950,954)【关键词】压裂液;交联剂;破胶剂;低伤害【作者】王佳;朱杰;李丛妮;李俊华;张军【作者单位】陕西省石油化工研究设计院陕西省石油精细化学品重点实验室,陕西西安710054;延长油田股份有限公司杏子川采油厂,陕西延安,717400;陕西省石油化工研究设计院陕西省石油精细化学品重点实验室,陕西西安710054;陕西省石油化工研究设计院陕西省石油精细化学品重点实验室,陕西西安710054;延长油田股份有限公司杏子川采油厂,陕西延安,717400【正文语种】中文【中图分类】TQ432.9;TE357.12延长油田属于特低渗透油藏，其油藏的敏感程度比任何区域的油藏都甚，最基本的特点就是流体渗流能力差、产能低，必须经过压裂改造才能获得产能[1-2]。