5.耐高温FRK_VES清洁压裂液性能评价_丁昊明
第28卷第3期2011年9月25日
油田化学
Oilfield Chemistry
Vol.28No.325Sept ，2011
文章编号：1000-
4092（2011）03-318-05*收稿日期：2010-11-20；修改日期：2011-01-23。基金项目：国家科技重大专项
“大型油气田及煤层气开发”（项目编号2011ZX05037）。作者简介：丁昊明（1985－），男，中国石油大学（华东）油气田开发专业在读硕士研究生（2009－），
E-mail ：dinghaoming@126．com 。戴彩丽（1971－），女，教授，从事油气田提高采收率方面研究，通讯地址：青岛市经济技术开发区中国石油大学（华东）工科楼B 座523，E-mail ：daicl306@163．com 。
耐高温FRK-VES 清洁压裂液性能评价
*
丁昊明1，戴彩丽1
，由
庆1
，梁
利2
，王
欣
2
（1．中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266555；2．中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007）
摘要：针对国内外清洁压裂液耐温性能较差的问题，开发出一种新型的两性离子表面活性剂压裂液体系。该清洁压裂液体系优化配方为4.0%FRK-VES +0.30%稀盐酸+4.0%KCl 溶液+1.0%苯甲酸钠。室内实验对FRK-VES 压裂液体系性能进行了评价：耐温耐剪切性良好，120?的表观黏度为83mPa ·s （1701/s ），30?连续剪切60min 的黏度为3167mPa ·s ；携砂性能良好，摩阻较小，在常温下与原油和地层水混合可迅速破胶，破胶液黏度小于5mPa ·s ，并且无残渣，破胶液界面张力为0.75mN /m ，表面张力为24.8mN /m ；该体系滤失系数为1.93?
10－4m /min 1/2，对渗透率为1μm 2和0.2μm 2
储层的渗透率伤害率分别为19.56%、25.36%，适合不超过120?
的高温低渗砂岩的储层改造。该清洁压裂液在胜利油田、华北分公司现场施工，效果较好。图3表5参11关键词：两性离子表面活性剂；压裂液；黏弹性；胶束；中高温
中图分类号：TE357．1+
2：TE39：O647．2：O648．17
文献标识码：A
由于常规压裂液压裂施工后对地层的伤害性较
大且不易返排，
Ani-Agip 与Schlumbeiger Company 的专家于1997年联合开发了黏弹性表面活性剂压
裂液（viscoelastic surfactant fracturing fluid ），简称VES 。此后，该压裂液体系得到了不断的丰富和发展
［1］
。这种无聚合物的黏弹性液体体系靠一种特
殊的小分子量的表面活性剂，溶解在一定量盐溶液
介质中，形成蚯蚓状或棒状胶束，缠结成一种类似于聚合物交联后的网状结构而将水增稠从而有效携砂。当亲油性烃类物质溶解在该胶束中，蠕虫状胶束分离成球状胶束，溶液黏度大幅降低。清洁压裂液体系正是利用了表面活性剂分子结构的这一性质破胶，因此该体系内部无需破胶剂，且破胶后由于无聚合物残留而无残渣，
因此对地层的伤害性较小。目前国内研制的清洁压裂液多适于在地层温度
80?下使用，且用量较大，施工成本较高［2］
，而适用于110?以上高温的压裂液并不多见。本文介绍的是一种适用于高温地层下的清洁压裂液体系。该压裂液体系的主剂FRK-
VES 为改性的甜菜碱型两性离子表面活性剂型分子。为了提高压裂液的耐温性
能，再添加由KCl 溶液、苯甲酸钠激活剂和pH 调节剂组成的助剂。其中KCl 作为黏土稳定剂，可以有效防止地层黏土膨胀，并维持体系一定范围内的有效黏度
［3］
；激活剂对体系的成胶性能影响较大；pH
调节剂为31%工业盐酸，可以改变溶液中表面活性
剂亲水基团的极性，从而改变表面活性剂分子有序体的结构，使溶液黏度发生变化
［4］
。
不同加量的表面活性剂对体系的黏度有不同的影响，可以根据地层温度调配。一般来说，加量越大，体系的黏弹性越好，成本也越高。该压裂液体系
的优化配方为4.0%FRK-VES +0.30%pH 调节剂+4.0%KCl 溶液+1%苯甲酸钠+清水（自来水）。
室内对其性能进行了评价。
1
实验部分
1．1
材料和仪器
两性离子表面活性剂（有效含量为35%的甜菜碱型两性表面活性剂），北京捷诺斯达科技有限公
第28卷第3期丁昊明，戴彩丽，由庆：耐高温FRK-
VES 清洁压裂液性能评价司生产；31%工业稀盐酸；氯化钾，工业品；苯甲酸
钠，
工业品；自来水；胜利油田孤岛地层水，矿化度5300mg /L ，氯化钙型，离子组成（mg /L ）为：Ca
2+30.8、Mg 2+6.69、Na ++K +1634.7、Cl －2223、HCO 3－611．1，SO 42－20；人造石英砂环氧树脂胶结岩心，长100mm ，直径25mm ，渗透率分别为1、0.2μm 2；直径6mm 的钢珠。相对分子质量分别为22万和18
万的常规瓜尔胶压裂液1和2，任丘市燕兴化工有限公司生产。孤岛地层油，
60?黏度为100mPa ·s ；市售煤油，
20?黏度为0.8mPa ·s 。Brookfield NDJ-79黏度计，Physica MCR 301流
变仪，
奥地利安东帕公司；高速离心机，GGSD71型高温高压动态失水仪，青岛森欣机电设备有限公司；TX-C500界面张力仪，承德建德有限公司；FCES-100裂缝导流仪，美国。1．2
实验方法
按中华人民共和国石油天然气行业标准SY /T 6376-2008《压裂液通用技术条件》和SY /T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》对FRK-VES 清洁压裂液体系进行性能评价。
耐温性能用黏度计测定该压裂液体系在1701/s 剪切60min 后，黏度随温度的变化。抗剪切性能在30?，不同剪切速率下连续剪切60min ，用流变仪测定该压裂液体系的黏度值。静态携砂性能
选用两种常规瓜尔胶压裂液和该清洁压裂液体系进行对比实验，在500毫升装有一定量压裂液体系的量筒中，放入小钢珠。测定钢珠的沉降时间。
破胶实验及残渣测定将孤岛原油与煤油按体
积比1?9混合，
在30?下，将混合油按混合油与压裂液体积比1?8加入到清洁压裂液体系中，混合均
匀后静置，观察压裂液体系的破胶情况，并测定破胶液的表面张力和界面张力。同时，将孤岛地层水与压裂液按不同体积比混合，观察其破胶情况。待体系破胶后，装入初始质量为m 1的试管中，高速离心
30min 后烘干，称量得到质量m 2［5］，m 2－m 1即为体系破胶后的残渣含量。
滤失性能按石油天然气行业标准SY /T
5107-2005《水基压裂液性能评价方法》，用高温高
压动态失水仪测定静态失水量（30min ）和泥饼厚度。
温度70?，滤失压差3.5MPa ，滤失面积22.6cm 2
。
岩心伤害性
按行业标准SY /T 6376-2008，用
模拟岩心流动实验进行评价。
裂缝导流能力按行业标准SY /T 6376-2008，用3040目天然刚玉砂作支撑剂，建立10kg /m 2
的铺砂浓度，分别加入250mL 瓜尔胶压裂液和清洁压裂液，评价地层条件下的裂缝导流能力。
2
结果与讨论
2．1
温度对压裂液黏度的影响
FRK-VES 压裂液体系黏度随温度的变化如图1
所示。由图可见，压裂液体系黏度随着温度的升高，先增加后降低。这是由于两性离子表面活性剂溶液的疏水缔合是一个吸热的过程，在低温下升高温度有利于分子间的缔合，但当温度较高时，温度的升高加快了棒状胶束的活性，
促使胶束分离而导致网状结构稳定性降低，直至完全崩解［6］
。FRK-VES 压裂液体系不含高分子聚合物，其增稠性能由特殊的表
面活性剂分子和助剂来实现。由于表面活性剂分子在水中具有一定的自聚化倾向，以尽可能将其非极性部分与水隔离开来，形成的这种胶束结构通常为小球状或长棒状，当表面活性剂浓度达到其临界胶
束浓度后，
形成一种类似于高分子线团结构的蠕虫状胶束，这种胶束的网络结构具有一定的抗扭曲能
力和黏弹特性，从而赋予体系较高的黏度。在120?下，FRK-VES 压裂液体系黏度可达到83mPa ·s ，而一般水基压裂液黏度达到30mPa ·s 即可有效携砂。
图1FRK-VES 压裂液黏度随温度的变化曲线
2．2剪切速率对压裂液黏度的影响
由图2可见，随着剪切速率的增加，
FRK-VES 压裂液体系黏度降低并逐渐稳定。剪切速率为7001/s 时，压裂液的黏度为1700mPa ·s 。这与压裂液胶束形成的网状结构有关。疏水缔合是一个可逆的
过程，
这种物理缔合结构的恢复性较好。在高剪切速率下被破坏的网状结构，在低剪切速率下可以重
9
13
油田化学
2011年
新缠结。缠绕的表面活性剂结构被破坏到一定程度后达到了某种平衡状态，压裂液黏度降低至一定值后不再发生大幅度的变化
［7］
。
图2压裂液表观黏度与剪切速率的关系
2．3压裂液的携砂性能
压裂液的携砂性指的是压裂液对支撑剂的悬浮能力。携砂能力越强，压裂液所能携带的支撑剂粒度和砂比越大，携入裂缝的支撑剂分布越均匀。如果悬砂性太差，容易形成砂卡，砂堵，造成压裂施工失败
［8］
。考虑到压裂液中悬置常规石英砂很难准
确测定其沉降时间，因此选用了两种常规瓜尔胶压
裂液和FRK-VES 清洁压裂液体系进行对比，结果见表1。由表可见，
FRK-VES 和瓜尔胶1的悬砂能力相近，而瓜尔胶2的悬砂能力最好。瓜尔胶压裂液主要依靠高分子增黏携砂，而清洁压裂液的携砂原理与其不同，主要依靠特殊的空间网状结构携砂。FRK-VES 的黏弹性结构可以稳定存在，并将水分子束缚在其中，使压裂液的黏弹性较好，可以达到良好的携砂能力。而且表面活性剂溶液的黏度比同等性能的瓜尔胶压裂液低的多，使压裂施工时的摩阻损失降低，
施工效率也有所改善。表1
不同体系的压裂液悬砂沉降时间
压裂液液柱高/cm 落球时间/s 沉降速度/mm
·s －1FRK-VES 15．719．588．02瓜尔胶116．819．138．78瓜尔胶2
17．0
7．96
12．29
2．4破胶影响与残渣分析
FRK-VES 清洁压裂液与原油、孤岛地层水混合
后的破胶效果见表2、表3。由表2可见，
FRK-VES 清洁压裂液与原油混合后容易破胶，
50min 后彻底破胶，破胶液黏度小于5mPa ·s 。由表3可见，随着
压裂液、地层水体积比的减小，破胶时间和破胶液黏度降低。原油和地层水的破胶机理不同，原油破坏了压裂液的临界胶束浓度，使球状胶束分离，表面活
性剂分子溶于原油中；而地层水会稀释球状胶束浓
度，使体系的黏弹性丧失。
表2FRK-VES 压裂液与原油混合后的破胶效果（体积比8?1）时间/min 010********黏度/mPa
·s 150
103
25
13．5
7
3
表3FRK-VES 压裂液与地层水混合后的破胶效果
压裂液、地层水体积比
1?21?41?8破胶时间/min 732620破胶液黏度/mPa
·s 13．0
6．2
3．8
测得原油破胶后的破胶液界面张力为0.75mN /m ，表面张力为24.8mN /m 。当油进入表面活性剂体系后，烃类增溶在胶束中，改变了体系的带电环境，使形成的棒状或蠕虫状胶束重新分散成球状胶束，溶液失去黏弹性而迅速破胶。在地层水的释稀作用下，表面活性剂浓度降低，蠕虫状胶束的缠绕程度降低，也会破胶。清洁压裂液的破胶过程见图3。
将破胶液高速离心30min ，烘干后称量试管壁上的残渣含量。用精密电子天平称量，
m 2－m 1=0，无残渣。压裂液破胶残渣有三个来源［9］
：破胶化学反应生成不溶物；压裂液自身含有残渣；压裂过程中
冲刷出的地层残渣。由于FRK-VES 清洁压裂液体系只含有易溶于水的无机小分子，因此无残渣产生
。
图3FRK-VES 压裂液破胶示意图
2．5滤失性能
压裂液的滤失受自身黏度、在地层中流体的黏
弹性、以及地层流体的造壁性能及配伍性影响。一种理想的压裂液应该具有较低的滤失量，才能在地
层中形成延伸的裂缝［10］
。由表4可见，
FRK-VES 清洁压裂液的初始滤失量较大，为6.31?10－4m 3/m 2
，
滤失系数1.93?10－4m /min 1/2
，表明压裂液向地层
中的滤失量较小。这是由于压裂液网状结构的形成
是一个可逆的疏水缔合过程，没有残渣，初期在地层中不能形成有效的滤饼。对于FRK-VES 清洁压裂液来说，黏度越高，临界胶束形成的网状结构越强，
023
第28卷第3期丁昊明，戴彩丽，由庆：耐高温FRK-VES清洁压裂液性能评价
滤失系数越低，初滤失量也相应减小［11］。由表4可
知，该清洁压裂液的初滤失量和滤失速度均大于其
他两种瓜尔胶。
表4FRK-VES压裂液与瓜尔胶压裂液的滤失数据
压裂液初滤失量
/m3m－2
滤失系数
/m min－1/2
滤失速度
/m min－1
FRK-VES6．31?10－41．93?10－44．54?10－5
瓜尔胶15．36?10－41．35?10－43．03?10－5
瓜尔胶24．88?10－41．20?10－42．76?10－5冻胶压裂液技术指标≤1．0?10－3≤1．0?10－3≤1．0?10－3
2．6岩心伤害性
FRK-VES清洁压裂液与瓜尔胶压裂液对岩心的伤害见表5。由表可见，清洁压裂液对不同渗透率岩心的伤害率分别为25.36%和19.56%，对地层的伤害性小于瓜尔胶压裂液，储层适应性良好。
表5FRK-VES压裂液与瓜尔胶1压裂液岩心伤害性
压裂液
渗透率/10－3μm2
初始伤害后
伤害率/%
FRK-VES1000746．425．4
200160．919．6瓜尔胶11000640．036．0
200120．239．9
2．7裂缝导流能力
影响压裂井增产幅度的因素主要是油层特性和裂缝几何参数，而裂缝参数包括填砂裂缝的长、宽、高和导流能力。实验得到常规瓜尔胶和清洁压裂液的裂缝导流能力分别为68%和79%。
3FRK-VES现场应用
根据油藏温度条件，FRK-VES清洁压裂液可满足60120?油层改造的要求。该清洁压裂液在胜利油田、华北分公司等现场试验成功。胜利油田营10-87井压裂施工后，日产油量由1.2t/d提高到16.8t/d。2010年5月4日，华北油田泉241-39、泉241-56压裂施工后，日增产量分别为5.8t/d和3.2t/d。两井于2010年5月7日完井，增油效果日渐明显。5月19日，两口井含水量从100%分别降至0、32%，日增油9t。
4结论
黏弹性表面活性剂FRK-VES压裂液体系配制简单，由4.0%FRK-VES、0.30%稀盐酸、4.0%KCl溶液、1.0%苯甲酸钠和自来水组成。该体系在中高温度下的黏度较高，在120?可有效携砂，易破胶，滤失性较低，对地层伤害性较小，适用于高温地层的压裂施工。该压裂液体系与常规瓜尔胶压裂液体系相比，各方面性能均无较大差距，达到常规油气田通用压裂液的性能指标，可满足大型压裂施工的作业要求。
参考文献：
［1］Fontana C，Muruaga E，et al．Successful application of a high temperature viscoelastic surfactant（VES）fracturing fluid under
conditions in patagonian wells San Jorge basin［Z］．SPE107277，
2007．
［2］张朝举，何兴贵，关兴华，等．国内低中温清洁压裂液研究进展及应用展望［J］．钻采工艺，2009，32（3）：93－96．
［3］张洁，曹毅．调整型水基清洁压裂液室内研究［J］．石油钻采工艺，2009，32（2）：98－101．
［4］刘伟．水力压裂压力动态试井分析与增产效果提高方法研究［D］．中国地质大学（北京）博士学位论文，2005：66－71．［5］陈馥，李圣涛．压裂用粘弹性表面活性剂VES-J的合成［J］．钻井液与完井液，2008，25（4）：37－40．
［6］李圣涛．压裂液粘弹性表面活性剂的合成及其结构与性能研究［D］．西南石油大学硕士学位论文，2006：33－36．
［7］周福建，练以锋，杨贤友，等．中高密度粘弹性表面活性剂压裂液的研制与应用［J］．油田化学，2005，22（2）：136－139．
［8］苏俊霖，郭拥军，王翔，等．粘弹性清洁压裂液室内性能研究［J］．内蒙古石油化工，2006，2（2）：4－6．
［9］赵梦云，赵忠扬，赵青，等．中高温VES压裂液用表面活性剂NTX-100［J］．油田化学，2004，21（3）：224－226．
［10］卢拥军，方波，房鼎业，等．粘弹性表面活性剂压裂液VES-70工艺性能研究［J］．油田化学，2004，21（2）：120－123．
［11］孙晗森，罗陶涛，刘春琴，等．煤层气井用粘弹性表面活性剂压裂液性能评价［J］．石油钻采工艺，2010，32（4）：112－115．
Performance Evaluation of FRK-VES Clean Fracturing Fluid with High Temperature Resistance
DING Hao-Ming1，DAI Cai-Li1，YOU Qing1，LIANG Li2，WANG Xin2
（1．College of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Qingdao，Shandong266555，P R of China；2．Langfang Filial of Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Langfang，Hebei065007，P R of China）
Abstract：Based on the poor properties of heat resistance for clean fracturing fluid，a novel amphoteric inonic surfactant（FRK-VES）
123
223
油田化学2011年fracturing fluid system was developed．The best formula of the FRK-VES clean fracturing fluid was：4.0%FRK-VES+0.30%HCl+ 4.0%KCl solution+1.0%actinator．The results of performance evaluation showed that the clean fracturing system had good viscosity-temperature characteristics with the apparent viscosity83mPa·s at120?and1701/s，high viscosity reserve rate after60min continuous shear，good sand-carrying capacity，small friction，fast gel-breaking with crude oil and formation water at normal temperature．After breaking the gel，the viscosity was less than5mPa·s with no residue，and the interfacial tension and surface tension were of0.75and24.8mN/m．The filtration coefficient was of1.93?10－4m/min1/2，and the permeability damage rate was of 19.56%、25.36%，which was suitable for the low permeability sandstone below120?．This clean fracturing fluid was well used in Shengli oilfield and North China branch company．
Keywords：amphoteric inonic surfactant；fracturing fluid；viscoelastic；micellar；medium-high temperature
（上接第313页。continued from p．313）
be broken down and hydrated soon with lower concentration of ammonium persulfate，and its residual concentration was of194—225 mg/L，smaller than half of that for HPG．The core damage rate for CMHPG and HPG crosslinked fluid were39.8%and52.3%，respectively．The slurring sand capacity for CMHPG crosslinked fluid was excellent．The tube friction coefficients of base fluids for 0.45%CMHPG（used for deep wells at150?）and0.30%HPG（used for formations at70?）were similar with pumping rate2—6m3/min．Compared with HPG fracturing fluid，CMHPG fracturing fluid had some advantages，such as high elasticity，great sand suspending capacity，low viscosifier concentration，low base fluid viscosity，low damage and small friction coefficient．
Keywords：carboxymethyl-hydroxypropyl guar gum；fracturing fluid；rheological behavior；viscoelasticity；core damage；friction
（上接第317页。continued from p．317）
2—3pH value，50—55?reaction temperature，4—5h reaction time．Carboxymethyl guar gum solution reacted with ZOC-1in mass ratio100?0．3with cross-linking time50—92s and the temperature resistance of the fracturing fluid reached to100?．The viscosity of gel fluid maintained in range80—90mPa·s at100?and1701/s with shearing time60min．The static sand-carrying speed was of 0.285cm/min when the sand-carrying ratio was of35%．The biggest viscosity of broken fluid was of4．8mPa·s，which had low damage to the reservoir and could satisfy the fracturing operation requirement for the reservoirs below100?．
Keywords：acid fracturing fluid；zirconium-organic cross-linking agent；performance assessment
压裂液性能评价
压裂液性能评价 压裂过程中，要求压裂液具有高的携带支撑剂的能力、低的摩阻力及在不同的几何空间、不同的流动状态下优良的承受破坏的能力。能否达到完善这些性能，首要的工作在于对压裂液流变性能进行正常评价。压裂液性能的测试和评价是为配制和选用压裂液提供依据，为压裂设计提供参考。 （1）流变性能测定 1）基液粘度： 压裂液基液是指准备增稠或交联的液体。基液粘度代表稠化剂的增稠能力与溶解速度。压裂基液粘度用范35旋转粘度计或用类似仪器测定。对于不同井深的地层进行压裂，对基液粘度有不同要求。对于低温浅井（小于2000m）基液粘度在40～60mPa·s；对于中温井（井深2000～3000m），基液粘度在60～80mPa·s；对于高温深井（3000～5000m），基液粘度在80～100mPa·s。 2）压裂液的剪切稳定性： 评价压裂液的剪切稳定性实际上是测定压裂液的粘—时关系。在一定（地层）温度下，用RV3或RV2旋转粘度计测定剪切速率为170s-1时压裂液的粘度随时间的变化。压裂液的粘度降到50mPa·s时所对应的时间应大于施工时间。 3）稠度系数K'和流动行为指数n'： 用粘度计测定压裂液室温至油层温度下的流动曲线，如图18-8，用此图可以计算得出压裂液在不同温度下的K'和n'值，即
n'= lgD1-lgD lg -lg 212ττ(18-15)式中n'—流动行为指数； τ—剪切应力，mPa ； D —剪切速率，s -1。 K'值越大，说明压裂 液的增稠能力越强；n'值 越大，说明压裂液的抗剪 切能力越好。但是K'值 大，n'值就小。n'值在0.2～ 0.7之间。 K'，n'值亦可以用旋 转粘度计测定不同剪切 速率下的应力值，再经计算得出。 （2）压裂液的滤失性测定 压裂液向油层内的渗滤性决定了压裂液的压裂效率。用滤失系数来衡量压裂液的压裂效率和在裂缝内的滤失量，压裂液滤失系数越低，说明在压裂过程中其滤失量也越低。 1）受造壁性能控制的压裂液滤失系数（C w ），压裂液滤失系数的测定是用高温高压泥浆失水仪，在油层温度下，用3.5MPa 的压差将压裂液挤过滤纸，记录挤入不同时间通过滤纸的滤失量。用压裂液在滤纸上的滤失数据，以滤失量为纵坐标，以时间平方根为横坐标，在直角坐标上作图。
5.耐高温FRK_VES清洁压裂液性能评价_丁昊明
第28卷第3期2011年9月25日 油田化学 Oilfield Chemistry Vol.28No.325Sept ，2011 文章编号：1000- 4092（2011）03-318-05*收稿日期：2010-11-20；修改日期：2011-01-23。基金项目：国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发”（项目编号2011ZX05037）。作者简介：丁昊明（1985－），男，中国石油大学（华东）油气田开发专业在读硕士研究生（2009－）， E-mail ：dinghaoming@126．com 。戴彩丽（1971－），女，教授，从事油气田提高采收率方面研究，通讯地址：青岛市经济技术开发区中国石油大学（华东）工科楼B 座523，E-mail ：daicl306@163．com 。 耐高温FRK-VES 清洁压裂液性能评价 * 丁昊明1，戴彩丽1 ，由 庆1 ，梁 利2 ，王 欣 2 （1．中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266555；2．中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007） 摘要：针对国内外清洁压裂液耐温性能较差的问题，开发出一种新型的两性离子表面活性剂压裂液体系。该清洁压裂液体系优化配方为4.0%FRK-VES +0.30%稀盐酸+4.0%KCl 溶液+1.0%苯甲酸钠。室内实验对FRK-VES 压裂液体系性能进行了评价：耐温耐剪切性良好，120?的表观黏度为83mPa ·s （1701/s ），30?连续剪切60min 的黏度为3167mPa ·s ；携砂性能良好，摩阻较小，在常温下与原油和地层水混合可迅速破胶，破胶液黏度小于5mPa ·s ，并且无残渣，破胶液界面张力为0.75mN /m ，表面张力为24.8mN /m ；该体系滤失系数为1.93? 10－4m /min 1/2，对渗透率为1μm 2和0.2μm 2 储层的渗透率伤害率分别为19.56%、25.36%，适合不超过120? 的高温低渗砂岩的储层改造。该清洁压裂液在胜利油田、华北分公司现场施工，效果较好。图3表5参11关键词：两性离子表面活性剂；压裂液；黏弹性；胶束；中高温 中图分类号：TE357．1+ 2：TE39：O647．2：O648．17 文献标识码：A 由于常规压裂液压裂施工后对地层的伤害性较 大且不易返排， Ani-Agip 与Schlumbeiger Company 的专家于1997年联合开发了黏弹性表面活性剂压 裂液（viscoelastic surfactant fracturing fluid ），简称VES 。此后，该压裂液体系得到了不断的丰富和发展 ［1］ 。这种无聚合物的黏弹性液体体系靠一种特 殊的小分子量的表面活性剂，溶解在一定量盐溶液 介质中，形成蚯蚓状或棒状胶束，缠结成一种类似于聚合物交联后的网状结构而将水增稠从而有效携砂。当亲油性烃类物质溶解在该胶束中，蠕虫状胶束分离成球状胶束，溶液黏度大幅降低。清洁压裂液体系正是利用了表面活性剂分子结构的这一性质破胶，因此该体系内部无需破胶剂，且破胶后由于无聚合物残留而无残渣， 因此对地层的伤害性较小。目前国内研制的清洁压裂液多适于在地层温度 80?下使用，且用量较大，施工成本较高［2］ ，而适用于110?以上高温的压裂液并不多见。本文介绍的是一种适用于高温地层下的清洁压裂液体系。该压裂液体系的主剂FRK- VES 为改性的甜菜碱型两性离子表面活性剂型分子。为了提高压裂液的耐温性 能，再添加由KCl 溶液、苯甲酸钠激活剂和pH 调节剂组成的助剂。其中KCl 作为黏土稳定剂，可以有效防止地层黏土膨胀，并维持体系一定范围内的有效黏度 ［3］ ；激活剂对体系的成胶性能影响较大；pH 调节剂为31%工业盐酸，可以改变溶液中表面活性 剂亲水基团的极性，从而改变表面活性剂分子有序体的结构，使溶液黏度发生变化 ［4］ 。 不同加量的表面活性剂对体系的黏度有不同的影响，可以根据地层温度调配。一般来说，加量越大，体系的黏弹性越好，成本也越高。该压裂液体系 的优化配方为4.0%FRK-VES +0.30%pH 调节剂+4.0%KCl 溶液+1%苯甲酸钠+清水（自来水）。 室内对其性能进行了评价。 1 实验部分 1．1 材料和仪器 两性离子表面活性剂（有效含量为35%的甜菜碱型两性表面活性剂），北京捷诺斯达科技有限公
清洁压裂液
压裂液: 地层水: 配伍性最好, 但悬砂性能差前提是支撑剂的密度降下来。最小的伤害就在于使用地层水加入添加剂，对支撑剂进行改进，利用纳米技术使得它的密度很水一样，强度还要好，那么在水中就能悬浮，这样就达到无伤害的目的。风险大 水力压裂改造技术主要机理为： 通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。且可产生有较高导流能力的通道，有效地连通井筒和储层，以促进排水降压，提高产气速度，这对低渗透煤层中开采煤层气尤为重要. 可消除钻井过程中泥浆液对煤层的伤害，这种地层伤害可急剧降低储层内部的压降速度，使排水过程变得缓慢，影响煤层气的开采。 这种技术在煤层气生产实践中也存在一些问题： ①由于煤层具有很强的吸附能力，吸附压裂液后会引起煤层孔隙的堵塞和基质的膨胀，从而使割理孔隙度及渗透率下降，且这种降低是不可逆的，因此，目前国内外在压裂改造技术中，开始使用大量清水来代替交联压裂液，以预防其伤害，但其造缝效果受到一定的影响； ②由于煤岩易破碎，因此，在压裂施工中，由于压裂液的水力冲蚀作用及与煤岩表面的剪切与磨损作用，煤岩破碎产生大量的煤粉及大小不一的煤屑，不易分散于水或水基溶液，从而极易聚集起来阻塞压裂裂缝的前缘，改变裂缝的方向，在裂缝前缘形成一个阻力屏障。 ③对于构造煤（soft coal），采取压裂的办法行不通，因为受压煤层的透气性会更低. 构造煤主要难点：强度弱、煤岩碎、非均质强、渗透性差 清洁压裂液（ClearFRAC） 清洁压裂液的工作原理：加入的表面活性剂形成的胶束，可以在特定的盐浓度下产生，获得粘度，可以在稀释获得遇见亲油相以后通过减少胶束过流面积以后去除粘度。它一种粘弹性流体压裂液，主要成分包括长链的表面活性剂(VES)、胶束促进剂(SYN)和盐(KCl)，目前国内外广泛使用是第一代VES 压裂液，主要是阳离子型季铵盐表面活性剂，它们是CTAB（十六烷基三甲基溴化铵）、Schlumberger的JB508型表面活性剂和孪生双季铵盐类表面活性剂。VES压裂液
延长油田用压裂液的优点与不足
延安职业技术学院 毕业论文 题目：延长油田用压裂液的优点与不足所属系部：石油工程系 专业：应用化工生产技术（油田化学）年级班级：07应用化工（4）班 作者：李阿莹 学号： 指导老师： 评阅人： 2010年月日
目录 第一章绪论…………………………………………………………………（）第二章延长油田地质情况……………………………………………（）第三章压裂液概述………………………………………………………（）3.1 概述………………………………………………….……………………（）3.2 分类……………………………………………………………….………（）3.3 压裂液的国内外研究与应用状况…………………………….….（）第四章延长油田用压裂液…………………………………..………（）4.1 胍尔胶压裂液……………………………………………………………（）4.2 清洁压裂液………………………………………………………………（）4.3清洁压裂液与胍胶压裂液的应用对比…………………………………（）结论…………………………………………………………..…………….………（）参考文献…………………………………………………………….……………（）致谢………………………………………………………………………………（）
摘要：经过几十年的开发,延长油田已进入中后期开发阶段,为了达到稳产、增产进而合理利用资源的目的,油田企业会对部分井实施措施作业。本论文以此为出发点,就油田常用的两种压裂液体系用外加剂、工艺、施工效果等方面做了概述并由对两种压裂液体系的应用对比,总结出各自的有优点与不足. 关键词：水力压裂延长油田胍胶压裂液清洁压裂液
压裂液对储层伤害机理及室内评价分析
压裂液对储层伤害机理及室内评价分析 【摘要】在压裂施工过程中，压裂液起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用，压裂液或其添加剂由于与地层不配伍，或者在施工过程中都可能会造成对油气层的伤害。压裂液对产层的伤害程度决定了压裂施工效果的成败，因此最大程度的降低压裂液对储层的伤害在压裂作业过程中至关重要。 【关键词】压裂液岩心伤害率渗透率 随着油气勘探开发的不断进行，低渗透油气储量所占的比例不断增大，低渗透油气田将是相当长一段时间内增储上产的主要资源。低渗透油藏的自然产能较低，一般不能满足工业油流标准，必须进行压裂改造才能够进行有效的工业开发，因此，压裂是低渗透油气田开发的关键技术和基本手段。在压裂施工过程中，压裂液起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用，压裂液或其添加剂由于与地层不配伍，或者在施工过程中都可能会造成对油气层的伤害。压裂液对产层的伤害程度决定了压裂施工效果的成败，因此最大程度的降低压裂液对储层的伤害在压裂作业过程中至关重要。 1 伤害机理 压裂液的滤失系数，粘温关系、抗剪切能力，携砂能力和对岩心的伤害程度等都可以作为评价压裂液性能的指标，其中压裂液对岩心伤害程度是影响压裂施工成功后增产效果大小的一个重要因素。 压裂液滤液侵入岩心，引起粘土膨胀或运移，使孔隙半径变小，当渗透率较低时，储层本身孔隙半径小，毛管力影响较大，使渗透率大幅度降低，随着渗透率增大，由于孔隙半径较大，滤液的毛管力影响就较弱了，所以渗透率伤害幅度减小。压裂液对储层基质的损害用岩心渗透率的变化来表征。岩心伤害率综合反映流经岩心后压裂液滤液渗透率的变化，岩心伤害率越大，表明压裂液对地层的伤害越严重。 2 压裂液滤液对天然岩心的伤害试验 岩心渗透率测试方法：岩心流动试验是研究压裂液损害的基本方法，是指通过岩心渗透率变化规律评价压裂液损害室内试验方法，通过正反向流动试验，用天然岩心进行压裂液破胶液对岩心基质渗透率损害率的测定。本试验对胍胶配方压裂液的岩心伤害进行了评价。参考标准《SY/T5107-2005水基压裂液性能评价方法》。 同一压裂液在不同试验条件下可以有不同的伤害率，因此对比各种压裂液的伤害程度，必须有统一的试验条件，采用具有相同矿物组成、孔隙度和渗透率的标准岩心。
一种海水基压裂液体系的研究_刘刚芝
【理论研究与应用技术】 一种海水基压裂液体系的研究 刘刚芝1， 王杏尊1， 鲍文辉1， 李秋月2 （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，2013，30（3）：73-75. 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，优化出了耐高矿化度、黏度高、残渣低、地层伤害低的海水基压裂液体系。对海水基压裂液体系的性能评价结果表明，该体系耐温达到120 ℃，交联时间为2～5 min可调，残渣含量为318 mg/L，岩心伤害率为24.85%，破胶液表面张力为26.5 mN/m，界面张力为1.76 mN/m，达到了现场应用的要求。 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：TE357.12 文献标识码：A 文章编号：1001-5620（2013）03-0073-03 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。 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 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@https://www.360docs.net/doc/0215700762.html,。
浅论二氧化碳泡沫压裂液
浅论二氧化碳泡沫压裂液 发表时间：2019-03-04T14:41:44.420Z 来源：《防护工程》2018年第34期作者：李振连 [导读] 吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害 李振连 吉林油田公司油气工程研究院吉林松原 138000 摘要：吉林油田储层较为复杂，非均质性强，绝大多数油藏属于低压、低渗、水敏性。常规的水基冻胶压裂液对油层有较大的伤害，反映到如排液困难、压后效果不好等。通过CO2泡沫压裂增产机理，压裂液综合性能评价，以及现场应用情况，取得了较好的效果，为低渗低产能油田开辟了新的增产措施。 关键词：增产机理；泡沫压裂；室内试验 压裂是提高油气藏早期产能、保持长期稳产的主要措施。压裂液是压裂技术的重要组成部分，其性能的好坏直接关系到压裂施工的成败与压裂的效果的好坏，优质低伤害低成本是其发展方向。 1 CO2压裂现状及发展 利用CO2压裂，国外已有三十多年的历史。六十年代初，CO2作为添加剂与冻胶压裂液混合助排；七十年代初，水基压裂液中CO2浓度达到50%，这类压裂液既可满足设计的裂缝长度，又可大大减少压裂液的用水量；八十年代，CO2浓度超过了50%，通过吸收地层热量，减少以CO2气体为分散相的泡沫，具备了泡沫压裂液的优良性能，减少了因液堵对地层相对渗透率的破坏，特别适用于水敏性地层；同时，美国和加拿大的一些公司已用100%的液态CO2压裂，每年几百口井以上，取得了很好的效果，其主要特点是对地层无损害，不留残液，排液快，经济效益好。 2 探究CO2压裂增产机理 （1）在CO2压裂施工过程中，注入了大量的CO2，在地层温度下，CO2快速汽化，混溶于原油中，将大幅度降低原油粘度。另一方面，还增加了溶解气驱能量，达到助排的目的。液体从地层向井筒流动的基本规律： 在地层条件都不变的情况下，原油的粘度若降低一半，原油的产量就可提高一倍。 （2）饱和CO2的液体，PH值在3.2-3.7之间，相对来说是无腐蚀的，PH值是CO2能成为一种有效的油井强化增产介质，如当PH值降至4.5-5.0以下时，膨胀的粘土矿物可以被减少，能保持地层的渗透性，可能解除裂缝的堵塞。 （3）由于CO2泡沫压裂液具有造缝面积大、所造的裂缝导流能力高等特点，将大大提高增油能力，效果显著。 3 室内研究 3.1 基液性能及泡沫液半衰期 使用RV-20旋转粘度计在20℃、170 1/s剪切速率下，未形成泡沫之前的基液黏度见下表，PH值为7.0，形成泡沫之后，在25℃，0.1MPa下测得泡沫流体的半衰期为300分钟，具有良好的泡沫稳定性，PH值为4.0。 3.2 泡沫压裂液综合性能评价 压裂液综合性能评价严格按照中国石油天然气股份公司颁布标准SY/T5107--2005 《水基压裂液性能评价方法》进行。结果见表1。
环保型压裂液—可回收清洁压裂液技术
森瑞石油－环保型压裂液技术 1、可回收清洁压裂液技术 随着水平井压裂和体积压裂等大规模压裂方式逐渐成为油田开发的主体技术，但是压后返排废液处理已成为制约大规模压裂瓶颈，尤其是近年来环境保护法则对油田开发返排液已提出了较高的要求，我公司在清洁压裂液基础上通过一年半技术攻关，形成了可回收清洁压裂液技术。 可回收清洁压裂液摒弃了常规清洁压裂液中长链脂肪酸的季铵盐的强阳离子特性，采用DE DOVO从头设计法形成了多支链、多位点、双亲可逆两性表面活性剂，复合特有表面活性剂增强剂，形成了可回收清洁压裂液。该压裂液具有交联可逆、重复利用独特特性，优良的粘弹性，无残渣、低摩阻、低伤害，能实现直接混配方便快捷施工方式。尤其适用于丛式井密集的油田、大规模压裂改造（如水平井体积压裂，分层压裂等）以及环保要求高的地区。该技术在国内油田已应用10余井组超过40井次，节水、减排、增产效果明显。 可回收清洁压裂液特点： 可实现直接混配，无需配液，施工方便，节省作业周期 体系无残渣、无水不溶物 体系遇油、水均能自动破胶 携砂能力强，施工摩阻低 对储层伤害小，不影响裂缝导流能力 返排液回收利用率高，环保优势明显 适用储层温度≤90℃ 2、可回收线性胶压裂液技术 针对油气田中高温储层（90~130℃）开发中压裂液在节水、环保方面缺点，结合瓜尔胶压裂液体系回收工艺复杂、成本高、效率低的问题，我公司在可回收清洁压裂液基础上研发出可逆交联的环保线性胶稠化剂，该稠化剂可降解，对环
境污染小，研发了可降解糖苷表面活性剂作为其配套添加剂，形成了可回收线性胶压裂液体系。 回收线性胶压裂液体系与可回收清洁压裂液相比在耐温上有大幅度提升，该体系可满足160℃耐温能力，多次回收液体系仍可满足130℃耐温能力。该体系具可逆交联特性，能实现返排液可回收，重复利用功能，同时有强悬砂性能，无水不容物，体系破胶彻底，破胶后无残渣，对储层伤害低，对裂缝导流能力无伤害，能够满足（130℃以内）储层改造要求。整个体系在配液与施工过程中和胍胶类压裂液相同，无须特殊设备。对水资源欠缺、残液排放严格区域能实现提高水利用率、零排放标准，该技术节水、减排、增产效果明显。 可回收线性胶压裂液特点： 体系满足可逆交联，可实现重复利用， 返排液回收利用率高，节水优势明显 原材料具有降解彻底，环保优势明显 体系无残渣，破胶彻底，对裂缝导流能力影响小 携砂能力强，抗温耐剪切性能好，能够满足（130℃以内）储层改造要求。 3、回注水压裂液技术 油田注水开发中，采出液处理后所得采出水因矿化度较高除了用于回注外，使用范围窄。在水资源欠缺、残液排放严格区域，合理使用回注水，能提高水资源利用率。回注水矿化度较高，与储层地层水相当，在采出水同储层改造中用作压裂液配液用水，入井液在储层中离子平衡状态，能减少地层粘土膨胀、水敏伤害。但高矿化度回注水对目前常规压裂有以下影响：植物胶压裂液在回注水中难以溶胀，无法交联携砂；聚合物压裂液耐盐剪切性差，破胶困难；会降低清洁压裂液交联CMC值、易分层、沉淀。 根据矿化度对压裂液特性，研发了多种回旋镶嵌型耐高矿化度小分子表面活性剂，组成回注水压裂液体系，该体系能在高矿化度快速溶胀，不分层、沉淀，高矿化度对体系耐温有促进作用，具备良好的耐剪切性能，遇油破胶彻底，对裂缝
压裂液性能评价-粘土稳定剂
压裂液总结 压裂液是压裂施工的关键性环节之一，素有压裂“血液”之称。它的性能除了直接影响到水力压裂施工的成功率外，还会对压后油气层改造效果产生很大的影响。压裂液在施工时应具有良好热稳定性和流变性能，较低的摩阻压降，优秀的支撑剂输送和悬浮能力，而在施工结束后，又能够快速彻底的破胶返排，残渣低、并且进入地层的滤失液与油气配伍性好，对储层造成的潜在性伤害应最小，从而获得较理想的施工效果。因此，在优选水力压裂所用的工作液时，应从压裂液的综合性能满足压裂工艺的要求及压裂液应当与储层配伍，对储层造成的潜在性伤害尽可能地小两方面着手，优选出高效、低伤害、适合储层特征的优质压裂液体系。 压裂是油气井增产，水井增注的有效措施之一。特别适于低渗透油气藏的整体改造。压裂形成具有高导流能力的填砂裂缝，能改善储集层流体向井内流动的能力，从而提高油气井产能。然而，压裂作业中压裂液进人储集层后，总会干扰储集层原有平衡条件，压裂措施本身包含了改善储集层和伤害储集层双重作用，当前者占主导时，压裂增产，反之则造成减产。为了获得较好增产效果，就应充分发挥其改善储集层的作用，尽量减少对储集层的伤害。 一、压裂液对油气层的损害 压裂液是压裂施工的关键性环节之一，素有压裂“血液”之称。它的性能除了直接影响到水力压裂施工的成功率外，还会对压后油气层改造效果产生很大的影响。压裂作业中压裂液造成油气层损害的主要原因有：一是由于压裂液及其添加剂选择不当造成压裂液与油气层岩石矿物和油气层流体不配伍造成损害；二是压裂液对支撑裂缝导流能力的损害；三是压裂施工过程中的损害。 1．压裂液与油层岩石和油层流体不配伍损害 1）压裂液滤液对油层的损害 在压裂施工中，向储集层注人了大量压裂液，压裂液沿缝壁渗滤人
压裂液
压裂液 大体作用:1、携带支撑剂到地层；2、压开裂缝；3、降低地层温度。 压裂液分类及作用 压裂液可分为： A 水基压裂液（稠化水压裂液，水冻胶压裂液，水包油压裂液，水基泡沫压裂液）； B 油基压裂液（稠化油压裂液，油冻胶压裂液，油包水压裂液，油基泡沫压裂液）。 C乳化压裂液； D纯气体压裂液 1）前置液：作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂缝以备后面的携砂液进入，它还起到一定的降温作用。有时为了提高前置液的工作效率，在一部分前置液中加细砂以堵塞地 2）携砂液：作用是将支撑剂带入裂缝中并将砂子放到预定位置上去。在压裂液的总量 3）顶替液：作用是打完携砂液后，用于将井筒中全部携砂液替入裂缝中。中间顶替液 压裂液的性质
④稳定性好。压裂液稳定性包括热稳定性和剪切稳定性。即压裂液在温度升高、机械剪切下粘度不发生大幅度降低，这对施工成败起关键性作用。 ⑤配伍性好，压裂液进入地层后与各种岩石矿物及流体相接触，不应产生不利于油气渗滤的物理、化学反应，即不引起地层水敏及产生颗粒沉淀。这些要求是非常重要的，往往有些井压裂后无效果就是由于配伍性不好造成的。 ⑥低残渣。要尽量降低压裂液中的水不溶物含量和返排前的破胶能力，减少其对岩石孔隙及填砂裂缝的堵塞，增大油气导流能力。 ⑦易返排。裂缝一旦闭合，压裂液返排越快、越彻底，对油气层损害越小。 ⑧货源广，便于配制，价格便宜。 常用各种类型压裂液或压裂液体系见表3-2。 注：HPG:羟丙基瓜胶；HEC:羟乙基纤维素；TQ:田菁胶；CMHEC:羧甲基羟乙基纤维素CMHPG: 羧甲基羟丙基瓜胶。 一.水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的。主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶(瓜胶、田菁、魔芋等)、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，交联后形成粘度极高的冻胶。具有粘度高、悬砂能力强、滤失低、摩阻低等优点。目前国内外使用的水基压裂液分以下几种类型：天然植物胶压裂液,包含如瓜胶及其衍生物羟丙基瓜胶，羟丙基羧甲基瓜胶，延迟水化羟丙基瓜胶；多糖类有半乳甘露糖胶，如田箐及其衍生物，甘露聚葡萄糖胶；纤维素压裂液,包含如羧甲基纤维素，羟乙基纤维素，羧甲基—羟乙基纤维素等；合成聚合物压裂液,包含如聚丙烯酰胺、部分水解聚丙烯酰胺、甲叉基聚丙烯酰胺及其共聚物。 水基压裂液配液过程是： 水+添加剂+稠化剂→溶胶液
SYT51071995水基压裂液性能评价方法
SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY／T 5107 -1995水基压裂液性能评价方法 1995-12-25发布1996-06-30实施 中国石油天然气总公司发布
前言 根据压裂液技术研究的发展、先进技术的引进、仪器设备的更新以及原标准实施过程中存在的—些问题，本标准对SY 5107—86《水基压裂液性能评价推荐作法》进行了修订。 本标准保留了原标准中多年实践证明适合我国压裂液性能测定方法的主要内容。但随着我国压裂液技术研究发展，压裂液性能不断的提高和改善，为了更全面地测定压裂液性能，增加了用表面张力仪测定破胶液表面张力和界面张力的测定方法、压裂液交联时间测定方法、降阻率的现场测定方法；由于试验仪器设备的更新，增加了RV20粘度计测定压裂液流变性的方法。压裂液对岩心基质渗透率损害机理的研究表明，压裂液滤液侵入，滤液在地层孔隙、喉道中发生物理化学变化，是造成压裂地层基质渗透率损害的主要原因。因此，修订了压裂液对基质渗透率损害的测定方法，删去了原标准中粉剂含水、水不溶物测定方法，还删去RV。测流变性及管路摩阻测定方法和附录中部分内容，对有的章、条内容作了补充完善和调整。本标准与原标准相比章、条内容有变动。 本标准从生效之日起，同时代替SY 5107—86。 本标准的附录A是标准的附录； 本标准的附录B、附录C、附录D都是提示的附录。 本标准由油田化学专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：石油勘探开发科学研究院采油工程研究所、石油勘探开发科学研究院廊坊分院压裂酸化中心。 本标准主要起草人官长质何秉兰卢拥军崔明月
目次 前言 l 范围 (1) 2 引用标 (1) 3 定义 (1) 4 仪器设备及试剂 (1) 5 压裂液试样制 (2) 6 压裂液性能测定方法 (2) 附录A(标准的附录) 压裂液性能测定结果表格式 (10) 附&B(提示的附录) 旋转粘度计与管道或裂缝中K，n，值换算………………………………1l 附录C(提示的附录) 旋转粘度计测定说明 附录D(提示的附录) 岩心渗透率损害率测定说明 (13)
压裂液返排处理
11.2 项目实施方案 11.2.1压裂返排液分析 常规压裂施工所采用的压裂液体系，以水基压裂液为主。压裂施工后所产生的压裂废液主要来源于两个方面：一是施工前后采用活性水洗井作业产生的大量洗井废水；另一个方面就是压裂施工完成后从井筒返排出来的压裂破胶液，返排的压裂废液中含有大量的胍胶、甲醛、石油类及其他各种添加剂，众多添加剂的加入使压裂液具有较高的COD值、高稳定性、高黏度等特点，特别是一些不易净化的亲水性有机添加剂，难以从废水中除去。总的来说，压裂废液具有以下特点： （1）成分复杂。返排液主要成分是胍胶和高分子聚合物等，其次是SRB菌、硫化物、硼酸根、铁离子和钙镁离子等，总铁、硼含量都很高。 （2）处理难度大。悬浮物是常规含油污水处理中最难达标的项目，压裂返排液组分的复杂性及其性质的独特性决定了其处理难度更大。 （3）处理后要求比较高。处理后的液体不仅粘度色度要达标，里面的钙镁离子、铁离子、和硼酸根离子均要去除，否则会影响后续配制压裂液的各项性能。 11.1 国内外研究现状 由于压裂废液具有粘度大、稳定性好、COD高等特点，环保达标处理难度较大。国外对压裂废液的处理主要是回收利用。根据国外报道的技术资料看，他们对压裂废液的处理技术和工艺相对简单，一般采用固液分离、碱化、化学絮凝、氧化、过滤等几个组合步骤，处理后的水用于钻井泥浆、水基压裂液、固井水泥浆等配制用水。这种处理方式不仅降低了处理压裂废液的费用支出，而且还减少了污染物的排放。 国内对早些压裂废液的处理主要采取以下一些方法： （1）废液池储存：将施工作业中产生的压裂废液储存在专门的废液池中，采用自然蒸发的方式干化，最后直接填埋。这种处理方式不仅耗时长，而且填埋的污泥块仍然会渗滤出油、重金属、醛、酚等污染物，存在严重的二次污染。 （2）焚烧：这种方式虽然可以在一定程度上控制污染物的排放，但仍然会造成大气污染。 （3）回注：将压裂废液收集，集中进行絮凝、氧化等预处理，然后按照一定比例与采油污水掺混进行再处理，处理后的水质达标后用作回注用水。
压裂液使用指导
压裂基本知识 地层水:配伍性最好, 但悬砂性能差前提是支撑剂的密度降下来。最小的伤害就在于使用地层水加入添加剂，对支撑剂进行改进，利用纳米技术使得它的密度很水一样，强度还要好，那么在水中就能悬浮，这样就达到无伤害的目的。风险大 水力压裂改造技术主要机理为： 通过高压驱动水流挤入煤中原有的和压裂后出现的裂缝内，扩宽并伸展这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂缝与裂隙，增加煤层的透气性。且可产生有较高导流能力的通道，有效地连通井筒和储层，以促进排水降压，提高产气速度，这对低渗透煤层中开采煤层气尤为重要. 可消除钻井过程中泥浆液对煤层的伤害，这种地层伤害可急剧降低储层内部的压降速度，使排水过程变得缓慢，影响煤层气的开采。这种技术在煤层气生产实践中也存在一些问题： 由于煤层具有很强的吸附能力，吸附压裂液后会引起煤层孔隙的堵塞和基质的膨胀，从而使割理孔隙度及渗透率下降，且这种降低是不可逆的，因此，目前国内外在压裂改造技术中，开始使用大量清水来代替交联压裂液，以预防其伤害，但其造缝效果受到一定的影响； 由于煤岩易破碎，因此，在压裂施工中，由于压裂液的水力冲蚀作用及与煤岩表面的剪切与磨损作用，煤岩破碎产生大量的煤粉及大小不
一的煤屑，不易分散于水或水基溶液，从而极易聚集起来阻塞压裂裂缝的前缘，改变裂缝的方向，在裂缝前缘形成一个阻力屏障。 对于构造煤（soft coal），采取压裂的办法行不通，因为受压煤层的透气性会更低. 构造煤主要难点：强度弱、煤岩碎、非均质强、渗透性差 清洁压裂液（ClearFRAC） 清洁压裂液的工作原理：加入的表面活性剂形成的胶束，可以在特定的盐浓度下产生，获得粘度，可以在稀释获得遇见亲油相以后通过减少胶束过流面积以后去除粘度。它一种粘弹性流体压裂液，主要成分包括长链的表面活性剂(VES)、胶束促进剂(SYN)和盐(KCl)，目前国内外广泛使用是第一代VES 压裂液，主要是阳离子型季铵盐表面活性剂，它们是CTAB（十六烷基三甲基溴化铵）、Schlumberger的JB508型表面活性剂和孪生双季铵盐类表面活性剂。VES压裂液粘度低，但依靠流体的结构粘度，能有效地输送支撑剂，同时能降低摩阻力。与传统聚合物压裂液（包括天然的胍胶，田青胶，黄原胶，半天然的HPG,HEC,全人工的可交联聚丙烯酰胺，低分子量的国内也自称是清洁压裂液）相比，该压裂液配制简单，不需要交联剂（理论上没有可在砂体中形成聚合物堵塞的可能）、破胶剂和其他化学添加剂，因此，几乎无地层伤害并能使充填层保持良好的导流能力。
压裂液国内外研究现状
1. 压裂液国内外发展概况 压裂技术是我国油气田开发必不可少的重要措施之一，它在增加产量和储量动用方面起到了重要的作用。压裂的目的主要是形成具有一定几何形状的高导流能力裂缝，改善油气通道，从而增加油气产量。而压裂液在压裂中起着非常重要的作用，压裂液体系的性能是关乎整个压裂施工作业成败及压裂效果的关键点之一，性能好的压裂液不但能够保障压裂施工的顺利进行，而且能够保护储层，获得理想的增产效果[1]。压裂液通常是由各种化学添加剂按一定比例配制成具有良好粘弹性的冻胶状物质，主要分为水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、清洁压裂液[2]。 1947年，水力压裂首次在现场成功应用的初期，主要使用以原油、成品油所配成的油基压裂液，原因是水基压裂液会对水敏地层造成损害。五十年代，出现了控制水敏地层损害的方法以后，水基压裂液才被应用在压裂作业中，但油基压裂液仍为主要的压裂液。到六、七十年代，增稠剂瓜胶及其衍生物的出现，使水基压裂液迅速发展并占据主要地位。到了八十年代，由于致密气藏开采和部分低压油井压后返排困难等问题，出现了泡沫压裂液。到九十年代及以后，为了解决常规压裂液在返排过程中由于破胶不彻底对油藏渗透率造成很大伤害的问题，又开发研制了粘弹性表面活性剂压裂液，即清洁压裂液。 1.1 水基压裂液 水基压裂液是以水作溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成的，主要采用三种水溶性聚合物作为稠化剂，即植物胶（瓜胶、田菁、香豆、魔芋等）、纤维素衍生物及合成聚合物。这几种高分子聚合物在水中溶胀成溶胶，交联后形成粘度极高的冻胶。具有低摩阻、稳定性好、携砂能力强、低损害、施工简单、货源广、廉价等特点。通常，水基压裂液按加入稠化剂种类大致可分为三种类型: 天然植物胶压裂液、纤维素压裂液以及合成聚合物压裂液。 1.1.1 天然植物胶压裂液 国内外最先研究和应用的是天然植物胶压裂液，因而这类压裂液使用最多，其中瓜胶及其改性产品为典型代表[3]。美国BJ公司开发了一种新型低聚合物浓度的压裂液体系，稠化剂是一种高屈服应力的羧甲基瓜胶，一般使用浓度是0.15-0.30%，可适用底层温度为93-121℃。该压裂液体系具有较高的粘度，良好的携砂能力。目前，国外已经进行了350口井以上的压裂施工，获得了较理想的缝长和较彻底的清洁返排，增产效果好于使用HPG交联冻胶的结果。田菁胶是国内植物胶中大分子结构与瓜胶十分相似的一种，最早于20世纪70年代末由胜利油田开发应用。继田菁胶之后而出现的香豆胶最早由石油勘探开发科学研究院
水基压裂液现场配制及质量要求
Q/YCSY 1002-2010 I
水基压裂液现场配制及质量要求 1 范围 本标准规定了现场水基压裂液所用清水的标准、配制方法和应达到的质量标准。 本标准适用于水基压裂液的现场配制。 2 规范性引用标准 SY/T 5107-2005水基压裂液性能评价方法 SY/T 6376-2008压裂液通用技术条件 SY/T 5764-2OO7压裂用植物胶通用技术要求 3 现场配液罐 3.1 配液罐上要有明显的标记（注明液体类型、数量）。 3.2 配液罐内外要清洁干净。 3.3 配液罐要根据标记配液，不能混用。 3.4 配液罐的摆放要前低后高，有利于清洗和排出液体。 3.5 施工后要立即用清水洗配液罐至进出口水质一致。 4 配液用水 4.1 配液用水要清洁、无污物、无异味的清水，机械杂质≤0.2%，PH=7±0.5。 4.2 配液用水要达到施工设计对水质要求。 5 压裂液基液配制 5.1 基液配制必须按设计要求进行，依次按质按量均匀加入所需添加剂，绝不允许有结块或鱼眼发生。 5.2 基液配制完后按不低于500L/min的排量循环到罐内液体均匀为止。 5.3 四点取样（罐前、后，液体上部和下部），测粘度、PH值、作交联比，并作好记录。 6 交联剂配制 6.1 按设计要求的品种、数量加入添加剂。 6.2 按设计要求循环均匀。 7 破胶机的加入 7.1 按设计要求的质量、数量加入（两种方法加入）。 7.2 破胶剂的原料（过硫酸铵）应呈粉状，不结块。 7.3 配制好后放置不应超过24小时。 8 压裂液基液质量 8.1 基液质量按SY/T 5764-2007、SY/T 6376-2008执行。 8.2 液体配好后取样监测性能并填写记录，按SY/T 5107-2005执行。