速溶胍胶压裂液体系性能评价与应用

乔　雨

(中国石化东北油气分公司，吉林　长春　130062)



生产技术

速溶胍胶压裂液体系性能评价与应用

乔雨

(中国石化东北油气分公司，吉林长春130062)

针对新型速溶胍胶压裂液体系进行系统评价，并与常规胍胶体系性能对比，针对地层特点进行配方优化并投入现场使用验证。新型速溶胍胶压裂液体系溶胀时间快，耐温性能好，水不溶物是常规胍胶的一半，破胶液残渣较普通胍胶降低64%以上，破胶时间可控性强。

速溶胍胶；性能评价；现场应用

常规压裂施工都是采用先配液后施工的工艺技术，1985年以来，国外最先研究开发了一种压裂液连续配注技术(Continuous MixProcess)。这种施工方式就把以前和现在一直沿用的预先配液变成边配边注的连续式作业，所有的化学药剂都在施工过程中逐渐加入。这种施工方式具有施工方便、节约费用、有利环保等多方面的优点。稠化剂是开展连续混配压裂施工的关键技术，根据连续混配的技术特点，要求稠化剂具有分散性能好、溶胀速度快的特点[1]。

速溶胍胶由普通胍胶改性而成。由相对分子质量大、粘度高的胍胶做母体，在胍胶分子结构中引入极性亲水基团羟丙基，亲水性提高。由于增加了分子的支化程度，使其水溶速度加快，粘度提高，热稳定性增强，防腐贮存性能因此而改善。采用连续混配在节约费用、降低环境污染的同时大大缩短了施工周期，提高了生产效率。

1　速溶胍胶压裂液体系性能评价

现东北油气分公司综合压裂液添加剂的优选，提出新型速溶胍胶压裂液配方及新型交联剂GCY-01。

地层温度50～150 ℃压裂液配方

(1)50～80 ℃地层：速溶胍胶0.30%-0.40%+0.2%DB-

80+0.10%杀菌剂+1.0%KCl+0.50%有机防膨剂；

交联剂：GCY-01 0.38-0.50%。

(2)80～125 ℃地层：速溶胍胶0.40%-0.5%+0.2%DB-80+0.10%杀菌剂+1.0%KCl+0.50%有机防膨剂+0.10%NaOH+0.30%温度稳定剂海波。

交联剂：GCY-01 0.50-0.60%。

(3)125～150 ℃地层：速溶胍胶0.50%-0.55%+0.2%DB-80+0.10%杀菌剂+1.0%KCl+0.50%有机防膨剂+0.22%NaOH+0.30%温度稳定剂海波。

交联剂：GCY-01 0.60-0.68%。

破胶剂：胶囊破胶剂与氧化破胶剂(过硫酸铵)相结合，并在携砂液最后5方追加25 kg双氧水。

1.1流变性能评价

评价方法：采用Haake公司MARS流变仪MARSIII高温流变仪，选择高温密闭系统，PZ38转子，油浴循环加热保温，在170S-1剪切速率下连续测定表观粘度-时间曲线，以测试压裂液的抗剪切性能[2]。

抗温抗剪切流变性能评价不同温度、不同稠化剂浓度条件下压裂液的粘度-温度曲线见图1～图4。

图1　稠化剂浓度0.42%，温度110 ℃条件下黏度-时间曲线

图2　稠化剂浓度 0.48%、温度120 ℃条件下黏度-时间曲线

图3　稠化剂浓度0.50%、温度140 ℃条件下黏度-时间曲线

图4　稠化剂浓度0.55%、温度150 ℃条件下黏度-时间曲线

从以上实验结果可以看出在压裂井地层温度在110～150 ℃之间时，压裂液稠化剂采用新型速溶胍胶和GCY-01复配，压裂液流变性能一样可以满足压裂施工需要。

1.2破胶性能

速溶胍胶压裂液体系破胶剂仍使用过硫酸铵。对地层温度较高的压裂液，硫酸铵破胶速度较快，见表1，所以为了解决这种矛盾，使用胶囊破胶剂。其机理是通过胶囊控制过硫酸钠的释放速度，从而保证破胶时间合理。对于井温大于70 ℃通过引入胶囊破胶剂，破胶时间可控制性得到了提高，见表2。压裂液满足具有较高的粘度和稳定性，完成携砂任务，并尽可能地减少滤失，提高液体利用效率的条件。返排时，压裂液黏度尽快尽可能地降低，以减少返排流动阻力，提高排液速度，缩短排液时间，加快投产时间。

表1　不同温度下不同破胶剂浓度的破胶时间　(min)

表2　不同温度下不同胶囊破胶剂浓度的破胶时间　(h)

1.3残渣与伤害

1.3.1水不溶物与残渣

速溶胍胶水不溶物和残渣[3]含量较普通胍胶明显降低，实验结果如表3、表4。

表3　普通胍胶与速溶胍胶水不溶物含量对比

表4　普通胍胶与速溶胍胶残渣含量对比

从实验结果看出，与常规胍胶压裂液体系相比，破胶液的残渣含量降低68%以上，最高降低84.2%。

1.3.2基液伤害[4]评价

基质的渗透率损害将会影响施工效果，为考察所优选压裂液配方对岩芯基质伤害，选用人造岩心对所优化压裂液配方进行伤害评价，实验结果见表5。

表5　岩芯伤害实验数据

实验表明，采用新型瓜胶优化后的压裂液体系，相对于原压裂液体系对地层基质伤害有了很大降低。

1.4压裂液滤失性能[5]评价

使用的动态滤失伤害仪对人造岩芯(渗透率2 μm2)进行了测试，其动态滤失系数为如表6所示。

表6　速溶胍胶压裂液滤失系数

2　速溶胍胶压裂液体系现场应用

2.1北201井压裂施工

该井3379.2-3424.8 m段于2014年5月施工，预计地层温度120 ℃，液体配方：0.45%速溶胍胶+2%KCl+0.2%高效杀菌剂+0.3%复合醇醚+0.20%片碱+0.3%海波。交联剂GCY-01，交联比为100:0.56。该井共注入压裂液660 m3，加入支撑剂79 m3，从曲线可以看出，破裂压力44.4 MPa，停泵油压18.1 MPa，停泵套压16 MPa，施工顺利。截止至2014年12月末累计出口气量294000 m3。平均日产气10000 m3。累计出液497.64 m3。施工曲线见图5。

图5　北201井3379.2～3424.8 m段施工曲线图

2.2梨6-6HF井压裂施工

该井第二段于2014年4月施工，液体配方：0.40%速溶胍

胶+1%KCl+0.20%杀菌剂+0.30%复合醇醚+0.20%海波+0.20%液碱。交联剂：0.50%GCY-01。该井共注入压裂液310 m3，加入支撑剂35 m3，从曲线可以看出，破裂压力53.9 MPa，停泵油压29.7 MPa，停泵套压14.1 MPa，施工顺利。截止至2014年12月末平均日产气17818方m3。累计产气428580 m3。累计出液1067.82 m3。施工曲线见图6。

图6　梨6-6HF井第二段施工曲线图

3　结论与认识

(1)通过对压裂液抗温与流变性能实验表明，速溶液体抗温性能良好，对地层伤害较小，其伤害率低于25%。

(2)通过胶囊破胶剂使用，使压裂液破胶时间可控制性得到了提高，并且在施工后期加入APS使能够快速破胶，有利于液体返排。压裂控制滤失性能良好。

(3)速溶胍胶现场应用成功。

[1]卢拥军.九十年代国外压裂液发展的新动向[J].石油与天然气化工,1998(2):115-118.

[2]刘玉章,郑俊德.采油工程技术进展[M].北京:石油工业出版社,2006:389-403.

[3]甘振维,王世泽,任山.致密砂岩气藏储层改造技术[M].北京:中国石化出版社,2012:107-109.

[4]熊湘华,低压低渗透油气田的低伤害压裂液研究[D].成都:西南石油学院,2003.

[5]梁文利,赵林,辛素云.压裂液技术研究新进展[J].断块油气田,2009,16(01):95-98.

Laboratory Performance Evaluation and the Application of Instant Guanidine Gumfracturing Fluid

QIAOYu

(Engineering Technology Research Institute, Northeast Oil and Gas Branch, SINOPEC, Changchun Jilin 130062, China)

According to the new instant guanidine gum fracturing fluid system of evaluation system, and with the conventional guanidine gum system performance comparison, the characteristics of the strata formulation optimization was studied and used on the spot verification. Swelling time of new instant guanidine gum fracturing fluid system was fast, with good performance of temperature, water insoluble matter was half of the conventional guanidine gum, broken glue residue decreased more than 64% compared with ordinary guar gum, breaking gel time had strong controllability.

instant guar gum; evaluation; field verification

TQ914.1

B

1001-9677(2016)02-0139-03