CQ-RP140可回收低聚物压裂液在长庆气田的应用

樊庆缘， 樊启国， 樊 炜， 吴增智

(1中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院 2低渗透油气田勘探开发国家工程实验室 3中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司)

目前随着国家对环保要求的不断提高，各个油田对油气开发过程中环境保护要求也越来越严格，过去粗放式的工作方式已经不能满足新环保形势下的施工作业要求。水力压裂技术是油气藏增产改造的重要技术手段之一，在压裂施工后地层会有大量返排液排出，处理费用高，如何有效回收再利用压裂液返排液成为研究趋势[1-3]。胍胶压裂液的返排液易腐败，不宜长期存放，对施工进度要求严格；同时，受返排液中离子影响，导致压裂液耐温能力变差，返排液经过简单物理处理，不能直接回用；需要经过深度处理，满足回用要求，但是成本高。黏弹性表面活性剂压裂液目前也可回收利用，但返排液产生大量泡沫，消泡困难，耐温性能低(一般耐温≤90℃)，经济性较差[4-6]。

为了降低长庆气田废液产出、解决大量压裂返排液回收利用的难题，本文以聚合物压裂液为研究对象，针对现有聚合物稠化剂存在溶解速率慢、耐温、耐盐性能不高和无法重复利用等问题，重点对稠化剂分子结构、有机交联剂络合程度等方面开展了深入研究，通过核心产品的性能改进和升级，提高了压裂液低温溶解性能、耐温耐盐和重复利用性能，建立了适用于长庆气田不同区块、不同工艺、不同储层条件的CQ-RP140可回收低聚物压裂液体系配方，并成功实现了现场推广应用。

一、压裂液主剂研发及配方建立

1.稠化剂的开发

在聚合物分子主链中引入耐温耐盐单体，提高聚合物的耐温耐盐性能；引入更多的亲水基团，控制分子量及水解度，提高溶解速率；接入交联官能团，与交联剂交联形成聚合物压裂液。

在N2保护条件下，采用自由基聚合法，控制聚合物分子量及水解度，引入耐温及耐盐单体，优化反应温度、时间、压力、物料比例等条件，合成出速溶、耐温、耐盐的聚合物稠化剂GH-1[7-8]。

2.交联剂的开发

针对聚合物GH-1交联官能团特点，以有机铝盐、氧氯化锆、山梨醇、乙酸等为原料，在高温、高压条件下通过螯合反应，得到有机铝锆金属复合交联剂JL-A及延缓交联剂JL-B产品。

3.基础配方的建立

依据压裂液单剂的研究及试验评价，建立了可回收利用、可连续混配、耐温高、低残渣、低伤害的CQ-RP140可回收低聚物压裂液配方。

基液配方：①清水+0.35%～0.4%聚合物GH-1+0.3%助排剂GZ-1+0.3%黏土稳定剂GN-1；②破胶液+0.35%～0.4%聚合物GH-1+0.3%助排剂GZ-1+0.3%黏土稳定剂GN-1+0.12%稳定剂GW-1。

交联剂配方：JL-A ∶JL-B=(4～6) ∶1

基液与交联剂比例：100 ∶(0.2～0.4)

4.综合性能评价

通过室内评价，该压裂液在140℃、170 s-1下剪切60 min后的黏度高于100 mPa·s(如图1所示)，具有良好的耐温耐剪切性能，且综合性能优于行业标准，见表1。

图1 压裂液流变性能测试(140℃，170 s-1)

表1 压裂液综合性能评价结果

二、技术特点及适用性分析

CQ-RP140可回收低聚物压裂液具有良好的耐温耐剪切性能，同时具有可连续混配、低残渣、低伤害、可重复利用等性能，在保证气井增产改造效果的同时，也满足了长庆气田清洁化生产的现场需求。

1.速溶性

室内配制浓度0.25%聚合物稠化剂GH-1溶液与0.25%胍胶进行对比，见表2。

表2 聚合物稠化剂GH-1与胍胶溶胀速率对比

实验结果显示，聚合物稠化剂3 min内可达最终黏度值97%，溶胀速率快，增黏效果好，可满足连续混配施工要求，适用于体积压裂和水平井分段压裂等大规模改造。

2.低残渣

按照行业标准，对清水配制及破胶液重复配制的压裂液体系的残渣含量、破胶液黏土防膨性能、表面张力进行了室内评价，结果见表3。

实验结果显示，该压裂液体系的残渣含量远低于同等浓度下的胍胶压裂液体系，同时破胶液表面张力低、黏土防膨性能好。因此，可大幅降低压裂液残渣对储层造成的伤害，提高增产改造的效果。

表3 可回收压裂液破胶液性能

3.低伤害

室内在95℃下评价了压裂液破胶液对岩心基质渗透率的伤害性能，见表4。

表4 破胶液对岩心渗透率的伤害性能

实验结果显示，CQ-RP140压裂液破胶液对岩心渗透率的平均损害率为12.04%，属于低伤害清洁压裂液，可以有效保护储层。

4.重复利用性能

4.1 室内评价

按照行业标准，对破胶液重复配制的压裂液各项性能进行室内评价，该体系在后续的三次重复配液中，其压裂液性能的各项技术指标均符合行业标准的要求，能够满足现场压裂施工要求，见表5。

表5 重复交联性能评价

4.2 典型井组分析

S9-16井组位于靖边气田南部山区，压裂施工主要使用河坝水，备水周期较长，且水质微生物含量高，易腐败，返排液存储及处理困难，常规胍胶压裂施工难度较大。

室内取返排液与清水按1 ∶1比例混合配制压裂液，根据流变性能测试，剪切后的压裂液黏度>90 mPa·s，如图2所示。

图2 返排液重复配液流变性能测试(105℃，170 s-1)

通过井间返排液回用，累计使用返排液1 740 m3，且施工压力平稳。既保证了施工顺利完成，同时有效减少返排液处理量，节省了清水用量，加快了施工进度，满足施工要求。

5.适用性分析

CQ-RP140可回收低聚物压裂液在长庆气田靖边南、苏南、苏东、苏44、桃2等区块开展应用89口井(326层/段)，现场施工排量为2.2～6.0 m3/min，平均砂比为21%，单层最高加砂量52.2 m3，最高砂浓度为516 kg/m3，施工压力平稳，施工成功率100%，见表6。

通过现场试验和室内优化改进相结合，形成了适用于长庆气田不同区块、不同工艺的CQ-RP140压裂液体系，满足现场不同工艺施工要求。

表6 不同工艺压裂液配比及施工参数统计

三、应用效果

2015年先导性试验完成7口定向井，现场累计配液3 658 m3，单井平均无阻流量为23.3×104m3/d，高于邻井胍胶压裂的平均无阻流量16.4×104m3/d。

2016年扩大试验完成16口井，现场累计配液27 100 m3，回收利用返排液4 200 m3，其中7口水平井平均无阻流量为48.09×104m3/d，9口定向井平均无阻流量为11.92×104m3/d，整体效果高于邻井。

2017年推广应用完成66口井，现场累计配液99 628 m3，回收利用返排液13 500 m3，其中已完成测试的10口水平井、21口定向井平均单井无阻流量分别为23.02×104m3/d、12.69×104m3/d，整体效果高于邻井。

经过三个阶段的应用和改进，增产改造和节水环保效果显著，取得了良好的经济效益和社会效益，同时形成了适用于长庆气田不同区块、不同工艺的压裂液体系。

四、结论

(1)室内研发了速溶低分子聚合物稠化剂、有机铝锆金属复合交联剂等产品，建立了可以用清水及破胶液重复配液的CQ-RP140可回收低聚物压裂液体系，配方为：①清水+0.35%～0.4%聚合物GH-1+0.3%助排剂GZ-1+0.3%黏土稳定剂GN-1；②破胶液+0.35%～0.4%聚合物GH-1+0.3%助排剂GZ-1+0.3%黏土稳定剂GN-1+0.12%稳定剂GW-1。

(2)用清水和破胶液配制的压裂液各项性能良好，在140℃、170 s-1下剪切60 min后的黏度均高于80 mPa·s；残渣含量低于12.5 mg/L；破胶液对岩心的平均损害率为12.04%，破胶液可重复利用3次以上，满足长庆气田压裂改造及行业标准的要求。

(3)在长庆气田共完成现场应用89口井(326层/段)，可满足水平井水力喷射、连续油管、套管滑套等多种压裂工艺施工，单层最高加砂量52.2 m3，最高砂浓度为516 kg/m3，施工成功率100%；累计回收利用返排液17 700 m3，取得了良好的施工、环保及增产效果，为长庆气田“清洁化生产”提供了技术支撑。