新型表面活性劑壓裂液對多類型返排液的適用性評價

2018-06-15 01:14:14王改紅宇文昔涵葉鳳婷

石油化工應用 2018年5期

王改紅，宇文昔涵，葉鳳婷

（川慶鉆探長慶井下技術作業公司，陜西西安 710021）

為實現長慶致密油氣儲層更好的開采，近幾年體積壓裂施工井越來越多，作為壓裂的關鍵材料，壓裂液體系及添加劑也多元化，這就造成了一方面水資源消耗巨大，也造成了壓后返排液成分更加復雜，主要表現為礦化度高、鈣鎂含量高，有機物成分復雜且不能降解、現場無成熟可推廣的去離子化學工藝等問題，這就造成了常規壓裂液不能很好的適用清潔化生產的需求[1-5]。為此，需要在深入分析礦區返排液水質特點的基礎上，研制一種既能滿足壓裂施工要求，又能回收再利用，且回用工序簡便的新型壓裂液體系。

表1 長慶礦區部分井返排液水質分析

圖1 返排液外觀

1 長慶礦區返排液水質分析

隨著壓裂后放噴排液時間的增長，返排液成分更加復雜，主要表現為高礦化度、高懸浮固體含量、高COD值，且含有多種難降解的高分子聚合物及易產生腐敗細菌等，因此返排液回用前需對其進行預處理[4-6]，因此，首先對長慶不同礦區部分井壓后排液進行取樣，并進行水質分析，結果（見圖1、表1）。

從表1水質分析結果可知，部分返排液pH值顯弱酸性，礦化度4 478 mg/L～23 329 mg/L，且由于施工工藝及現場罐存局限的現狀，相當部分返排液為胍膠及EM聚合物系列混合型返排液，這就進一步增加了水質回用的復雜程度。關于處理水、返排液及鹽水對配液性能的影響，劉素華、林雪麗等在地層水壓裂液體系研究、返排廢液中無機鹽離子對壓裂液特性的影響中均指出，返排廢液中二價金屬鹽的水合作用會影響增稠劑羥丙基瓜爾膠高分子鏈的伸展、羥基硼生成速度降低等問題，導致壓裂液體系的黏度降低，抗剪切性能下降，袁長忠、蔣繼輝在壓裂返排液水質分析及無機鹽離子對壓裂液耐溫耐剪切性能影響做了進一步的實驗研究，并強調了胍膠壓裂液配液水中的鈣、鎂離子總量不應超過500 mg/L[7，8]。測試樣品中且含有大量的鈣鎂金屬離子，樣品中最高硬度達936 mg/L，也因此造成了現場胍膠及聚合物壓裂液不能有效增黏。

2 新型表面活性劑壓裂液體系構成

目前表面活性劑壓裂液主要是將一種或兩種黏彈性的表面活性劑與一定濃度的鹽水配制而成[9]。本文中新型表面活性劑壓裂液體系由液態表面活性劑型增稠劑及有機酸調節劑構成。配液時，將設計濃度的稠化劑加入配液水中攪拌均勻后根據黏度情況加入調節劑，可有效避免現場重新配制KCl鹽水的弊端。

3 新型表面活性劑壓裂液體系性能評價

3.1 實驗儀器

六速旋轉黏度計、Brook field流變儀（美國生產）、巖心傷害裝置等。

3.2 試劑

礦區返排液、煤油、表面活性劑壓裂液用增稠劑、有機酸調節劑。

3.3 實驗方法

依據行業標準SY/T5107《水基壓裂液性能評價方法》進行。

3.4 結果分析

3.4.1 基本性能采用上述返排液配制表面活性劑壓裂液，配方：返排液+1.5%～2%稠化劑+0.2%～0.3%調節劑，分別測定其增稠時間、表觀黏度、耐溫能力及高溫靜態懸砂性能。配制的壓裂液外觀（見圖2），基本性能測試數據（見表2）。

由圖2及表2數據可知：返排液配制的新型表面活性劑壓裂液黏度 45 mPa·s～67.5 mPa·s，且由于返排液中還有一定量的無機鹽，所以調節劑加量較低，1.5%～2%稠化劑濃度下該壓裂液體系仍具有良好的黏彈性及流動性。

3.4.2 耐溫抗鹽能力采用Brook field高溫高壓流變儀對上述返排液配制的壓裂液進行耐溫能力測試，以壓裂液黏度降低至20 mPa·s時對應的溫度作為該體系的耐溫能力，測試結果（見圖3）。

表2 返排液配制壓裂液增稠及表觀黏度測試數據

圖2 返排液再配壓裂液外觀及流動性

由圖3的耐溫測試曲線可知，采用上述高含鹽、高硬度返排液配液，體系耐溫仍在68℃～93℃，顯示出該表面活性劑壓裂液有良好耐溫能力的同時，具備優良的耐鹽抗硬度能力，表明該表面活性劑壓裂液對現場胍膠、EM30（S）型油氣井返排液均具有良好的適用性。3.4.3 懸砂性能采用不同類型返排液配制100 mL該表面活性劑壓裂液，分別置于80℃水浴鍋中恒溫至80±0.5℃，再將液體倒入吳茵混調器中，按20%的砂比加入0.425 mm～0.85 mm的中密度陶粒并攪拌均勻后，置于80℃水浴鍋中，測定該溫度下壓裂液的靜態懸砂性能，結果（見表3、圖4）。

由表3及圖4測試數據可知，該壓裂液高溫下仍可懸砂8 min以上，表面該壓裂液具有較強的黏彈性能，攜砂性良好。