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一种海水基压裂液体系的研究_刘刚芝

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耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用

第38卷第1期2021 1精细石油化工SPECIALITY PETROCHEMICALS12耐高温高矿化度海水基压裂液体系研究及应用徐斌(国家管网集团北方管道有限责任公司大连输油气分公司，辽宁大连116601)摘要：为满足海上高温低渗油田压裂施工的需求，以丙烯酰胺、丙烯酸、N -乙烯基毗咯烷酮和长链季S 盐阳离子单体为原料，制备了一种新型两性离子型聚合物稠化剂CHY-2,并以此为主要处理剂，研制了一套适合海上高温低渗油田的耐高温高矿化度海水基压裂液体系。

该压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能，在160 C ,170 S -1的剪切速率下实验120 min 后，体系黏度仍能保持在100 mPa • s 以上；压裂液基液具有良好的耐盐性 能，使用105 000 mg/L 的模拟水配制的基液黏度较高。

此外，该压裂液体系还具有较好的滤失性能、悬砂性 能和破胶性能，并且破胶液对储层天然岩心基质渗透率的伤害率小于10%，具有较好的低伤害特性，能够满足海上油田压裂施工的要求。

现场应用结果表明，海水基压裂液配制过程简单，性能稳定，X-11井压裂施工过程顺利，压后日产油量18.3 t,取得了良好的压裂施工效果。

关键词：海水基压裂液稠化剂耐高温抗盐性低伤害中图分类号：TQ357. 1+2文献标识码:A近年来，海上低渗油气资源的勘探与开发受 到越来越多的关注，水力压裂技术作为一项重要 的增产措施被广泛应用于低渗透油气储层，并取 得了显著的效果。

而对于海上高温低渗油气田的开发，由于受到平台空间、地层温度、作业环境以及作业成本等因素的影响，导致难以开展大规模的压裂施工作业［14］。

陆上压裂施工时通常采用 淡水配制压裂液，而海上平台淡水资源则比较匮乏。

因此，为满足海上高温低渗油气田压裂施工 的需要，研究耐高温的海水基压裂液体系就显得十分有必要。

由于海水的矿化度通常较高，并含有较多的 二价金属阳离子，严重影响压裂液体系中稠化剂 的溶解，容易导致稠化剂分子聚集，无法形成舒展 的网状结构，影响稠化剂与交联剂的交联作用，降低压裂液体系的耐温性能卩9］。

免混配海水基聚合物压裂液流变性研究

免混配海水基聚合物压裂液流变性研究

免混配海水基聚合物压裂液流变性研究
隽鹏;张天壤;梁媛;郭浩龙
【期刊名称】《精细石油化工》
【年(卷),期】2024(41)1
【摘要】通过反相乳液聚合制备了一种速溶耐盐稠化剂,并搭配湛江海水、乙二胺四亚甲基膦酸螯合剂及有机锆交联剂,制得了免混配海水基聚合物压裂液,分析了该压裂液的流变学性能。

结果表明,所用稠化剂的临界缔合浓度为0.8%,利用其配制的基液具有较高的结构强度,剪切恢复性能良好。

该压裂液用于35750 mg/L的矿化度水,适宜交联温度为100℃,且在150℃以170 s-1的速率剪切2 h后,黏度值仍能保持在50 mPa·s以上。

经过高温交联后,压裂液的结构强度更高,黏弹性更为显著。

【总页数】6页(P50-55)
【作者】隽鹏;张天壤;梁媛;郭浩龙
【作者单位】中海油天津化工研究设计院有限公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE39
【相关文献】
1.水基合成聚合物压裂液体系研究现状及发展趋势
2.海水基连续混配清洁压裂液的合成与性能评价
3.四元聚合物溶液及其压裂液流变性能
4.适用于连续混配的耐120℃高温聚合物压裂液
5.聚合物在水基压裂液中的作用机理的研究进展
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一种海水基压裂液体系的研究_刘刚芝

一种海水基压裂液体系的研究_刘刚芝


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。
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
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
一种海水基压裂液体系的研究

一种海水基压裂液体系的研究

一种海水基压裂液体系的研究一种海水基压裂液体系的研究摘要：为了提高海上油田水力压裂作业的效率，本文研究了一种适用于海水环境的新型压裂液体系。

文中分别对基础液体、增溶剂、压裂剂、缓蚀剂等配方进行优化，通过实验验证，该体系能够在海水中获得良好的水力压裂效果。

关键词：海水环境，压裂液，配方优化，水力压裂，实验验证1. 引言水力压裂是一种清洁、高效的油气藏开发技术。

在海上油田开发中，由于环境复杂，海水基液体的使用成为趋势。

但海水中含有盐分、成分复杂，对于压裂液的配方设计提出了更高的要求。

本文旨在优化海水基压裂液的配方，并通过实验验证，探究在复杂的海水环境中，如何提高水力压裂作用效率。

2. 实验设计2.1 实验材料本实验选用的海水来源于港口处的海水取样，室温为25℃。

2.2 实验装置实验装置主要由压力控制系统、流量计、实验槽、增溶剂加料泵等组成。

其中，实验槽为钻孔模拟条件下的实验模拟槽。

2.3 实验分组根据实验配方的变化，分别设置了对照组、实验组1、实验组2、实验组3，总共设置了4组实验。

2.4 实验方法将实验所需的压裂液体系配好，加入增溶剂，并通过系统控制器进行调节，掠过实验槽内预设缝隙进行压裂。

在实验中，观察压裂液体系的渗透率等物理指标，并记录实验数据。

3. 实验结果3.1 基础液体的优化在基础液体当中，加入不同种类的胶体物质，观察不同的比例和添加量对水力压裂作用的影响。

实验结果表明，添加量为0.5%且比例为2:1的胶体物质能够显著提高压裂液体系的渗透性，从而提高压裂作用的效率。

3.2 增溶剂的优化在增溶剂的优化方面，本实验添加了不同种类的增溶剂，包括石灰、钙硅土、苯并咪唑等物质。

实验结果表明，添加量为1%的钙硅土能够显著提高压裂液体系的黏度和粘结性，从而提高压裂作用的效率。

3.3 压裂剂的优化在压裂剂的优化方面，本实验添加了多种不同的压裂剂，包括可见光固化压裂剂、顶空离子水泥压裂剂、特高分子聚合物水泥压裂剂等物质。

一种海水基压裂液体系的研究

一种海水基压裂液体系的研究


７ ４
钻 井 液 与 完 井 液
２ ０ １ ３年 ５月
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
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 ：Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． １ ２
文献标识码 ：Ａ
文章编号 ：１ ０ ０ １ ． ５ ６ ２ ０（ ２ ０ １ ３）０ ３ — ０ ０ ７ ３ ０ ３
压 裂 液 是 压 裂 施 工 的 工 作 液 ，在 陆 地 油 田应
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
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 ９ ３℃ Ⅲ ； 中国海水 基压
刘 刚芝 ， 王杏 尊 ， 鲍文辉 ， 李秋 月
（ 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 ，２ ０ １ ３ ，３ ０（ ３ ） ： ７ ３ － ７ ５ ． 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 ，
海 水 的矿 化 度 非 常 高 ，达 到 ３ ０ ０ ０ ０ ￣４ ０ ０ ０ ０ ｍｇ ／ Ｌ
清洁压裂液的研究与应用进展

清洁压裂液的研究与应用进展

清洁压裂液的研究与应用进展摘要：基于传统聚合物压裂液上提出的黏弹性表面活性剂（VES）压裂液（又名清洁压裂液）中可形成球形胶束，进而演变成具有高黏弹性的空间网状结构，从而实现对支撑剂的有效携带。

清洁压裂液无残余物，不会堵塞地层裂缝，返排性能强，提高了裂缝的导流能力，降低了对地层的损害和污染，增产效果显著。

本文首先综述了清洁压裂液的概况及其三种基本机理，其次对国内外的研究现状进行了简述，最后从目前的发展状况出发提出了几点清洁压裂液的发展趋势。

关键词：清洁压裂液；黏弹性表面活性剂；机理；发展现状水力压裂技术作为提高油气层产率的有效办法，在油气井增产、水井增注、提高低渗透率方面发挥了巨大的作用。

新型清洁压裂液具有残渣少、耐高温、黏度高、返排性好，同时又具有破胶迅速携砂能力强、降滤失性能优等特点。

在压裂作业时能够在目的储层形成一条具有优良导流能力的缝隙，油气储层的渗透性得到很大的提升，不仅可以有效地提高油气井的采收率，还减少了流体在地层裂缝中的渗透阻力和对油气储层的岩心伤害，达到了油井增产和注水增注的目的，从而受到人们的广泛关注，展现出良好的应用前景。

1 清洁压裂液的作用机理成胶机理黏弹性表面活性剂分子中含有亲水基和疏水基，分子链上有正负电荷。

在纯水中，亲水基伸入水相，长链疏水端远离，形成长链疏水基包裹的低黏度球形胶束。

加入盐或反离子表面活性剂等对胶束和水之间的电荷进行屏蔽，占有空间变小，胶束间通过范德华力和弱化学键的作用互相缠绕，转变为柔性棒状胶束。

随着浓度不断增加，在疏水基作用下胶束之间自动进行纠缠，形成空间网络结构。

抗剪切机理胍胶压裂液等抗剪切能力弱，分子链一旦断开，永久丧失黏度。

清洁压裂液的形成机理不同，其黏弹性来自于胶束相互纠缠形成的空间网络结构，抗剪切能力强，黏度保持稳定，高度剪切后能够恢复。

破胶机理盐溶液中清洁压裂液的流动性很低，而在含碳氢化合物和其他疏水物质的溶液中却很高。

上述物质与胶束接触后，棒状胶束在变化的带电环境中膨胀破裂成球状胶束，空间网络结构解体，黏弹性剧烈下降，同清水一般与产出液一起被返排回地面，在裂缝内部和井壁等处无残渣。

一种耐高矿化度速溶压裂液体系研究

一种耐高矿化度速溶压裂液体系研究

*收稿日期：2018-03-08作者简介：孙立田，男（1985-），硕士研究生，工程师，现供职于北京矿冶科技集团有限公司，从事安全管理，瓜尔胶相关技术的研发等工作，邮箱：sunltian@ 。

The study on instant soluble fracturing fluid system with high salinity resistanceSUN Litian ，LUO Tongtong ，CHEN Yannan ，WU Meng ，LU Yaping（BGRIMM Technology Group ，Beijing 102600，China ）Abstract :A kind of instant fracturing fluid system was developed ，prepared directly fromseawater.We found viscosity release rate of the thickener could reach as high as 90%when it was dissolved by 3minutes ，and performances of gel meet requirements of industrial stan -dard,such as resistance to shearing stability,heat resistance,filtration resistance and gel breaking rge flow continuous distribution of the system was studied to check its adaptation to equipment.The research was of great importance for efficient development of offshore oilfields.Key words ：Guar gum ；seawater base ；fracturing fluid ；gel ；offshore oilfield一种耐高矿化度速溶压裂液体系研究孙立田，罗彤彤，陈雁南，吴萌，卢亚平（北京矿冶科技集团有限公司，北京102600）摘要：研发出一种可快速释放黏度，可用海水直接配液的压裂液体系。

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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。
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
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
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。
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。
表 3 杀菌剂对耐盐稠化·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
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。
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
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。
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
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
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。
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.
刘刚芝等：一种海水基压裂液体系的研究
75
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
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。
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@。
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%。
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。