耐高温低碳烃无水压裂液室内研究
王满学1, 何静2, 王永炜2     
1. 西安石油大学化学化工学院, 陕西西安 710065;
2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院, 陕西西安 710075
摘要: 针对目前国内低碳烃无水压裂液耐温能力差的问题,用戊烷、磷酸酯胶凝剂LPEA-1和黏度促进剂FS-1配制了耐高温低碳链烃无水压裂液(戊烷基Frac-H压裂液),并对其性能进行了初步评价。通过室内试验研究,确定戊烷基Frac-H压裂液的基本配方为95.8%戊烷+2.0% LPEA-1+2.2% FS-1,按此配制的压裂液在180 s后黏度达到最大;在温度为130℃、剪切速率为170 s-1条件下连续剪切120 min后的黏度大于50 mPa·s;破胶时不需加入破胶剂,且破胶液无残渣;戊烷基Frac-H压裂液对页岩储层的伤害稍大于致密性储层,但显著低于水基压裂液对页岩岩心的伤害。研究结果表明,用戊烷、磷酸酯和黏度促进剂配制的戊烷基Frac-H压裂液,可以满足非常规储层高温油气井压裂施工对压裂液性能的要求。
关键词: 高温     低碳烃     戊烷     磷酸酯     表面活性剂     黏度促进剂     无水压裂液    
Experimental Research on Performances of Hydrocarbon-Based Heat-Resistance Low-Carbon Fracturing Fluid
WANG Manxue1, HE Jing2, WANG Yongwei2     
1. College of Chermistry & Chemical Engineering, Xi'an Shiyou University, Xi'an, Shaanxi, 710065, China;
2. Research Institute of Exploration and Development, Yanchang Oilfield Company, Xi'an, Shaanxi, 710075, China
Abstract: Conventional water-free fracturing fluid can characterized by poor heat-resistance.Under such circumstances, water-free fracturing fluids based on low-carbon chain hydrocarbon pentane, phosphate surfactant (LPEA-1) and viscosity promoter (FS-1) were developed with desirable heat-resistant performances.In the concerned study, the properties of the fracturing fluid Frac-H were evaluated.The viscosity of the fracturing fluids is higher than 50 mPa·s after a continuous shearing of 120 min under temperature 130℃ and a shearing rate of 170 s-1 and it may have maximum viscosity after 180 s.No gel breaker is required during gel breaking processes.In addition, no residue was found in the fluids after gel breaking.The pentane-based Frac-H fracturing fluid may cause slightly higher damage to shale formations than to tight formations, but they are much less than those induced by water-based fracturing fluids.Research results showed that the pentane-based Frac-H fracturing fluid with pentane, phosphate surfactant and viscosity promoter can effectively meet the performance requirements towards frac fluid in unconventional reservoirs fracturing treatment.
Key words: high temperature     low-carbon hydrocarbon     pentane     organic phosphate     surfactant     viscosity promoter     water-free fracturing fluid    

压裂是非常规油气开发的主要措施之一[1]。由于非常规油气储层物性较差,渗透率和孔隙度较低,使用传统的水基压裂液容易造成水相圈闭等伤害,不利于压裂后稳产增产,更重要的是这种“万方液千方砂”式的大型压裂会消耗大量淡水资源,产出的废液也容易对环境造成污染。为解决上述问题,前人提出以低碳链烃类物质取代水制备无水压裂液,且该技术目前已成为研究的热点,侯向前等人[2]研究了适用于非常规油气储层的低碳烃无水压裂液,配制了以煤油、正己烷和正辛烷为基液的LPG压裂液,该压裂液在90 ℃时的黏度为41.38 mPa·s;赵金洲等人[3]研制了以己烷和戊烷为基液的无水压裂液,该无水压裂液在60 ℃下连续剪切90 min后的黏度为102.2 mPa·s。但是,耐温90 ℃以上的无水压裂液目前在国内尚未见报道,而耐温能力差是低碳烃无水压裂液的重要技术问题。为此,笔者以戊烷为基液,采用自主研发的胶凝剂LPEA-1和黏度促进剂FS-1配制了一种耐高温低碳链烃无水压裂液(简称戊烷基Frac-H压裂液),并对该压裂液的抗剪切、耐温和破胶性能及岩心伤害性进行了室内评价。

1 戊烷基Frac-H压裂液的配制 1.1 仪器和试剂

仪器:Haake Rv30型旋转黏度计D100/300高温高压密闭系统,HC-200型高温高压岩心评价仪,BS224S型电子天平。

试剂:二烷基磷酸酯LPEA-1,35 ℃下为淡黄色液体,酸值192~206 mgKOH/g,有效含量80%;黏度促进剂FS-1,棕黄色液体,密度为1.00~1.05 g/cm3;化学级戊烷。

1.2 试剂性能分析

胶凝剂LPEA-1是一种二烷基磷酸酯盐,其中烷基的碳链在C4—C18之间,属油溶性低相对分子质量表面活性剂,自身黏度很低,但将其与丙烷、戊烷等烃类物质混合会形成相互缠绕的棒状胶束,使混合液增稠。

黏度促进剂FS-1是由有机酸和金属离子络合后得到的三价金属盐。通过改变成胶环境,FS-1可促进多价金属离子(如Al3+、Cr3+等)与LPEA-1进一步络合[4-6],使基液快速增稠并形成更加致密的三维网状结构,从而提高所配制压裂液的耐温性和抗剪切性,其成胶机理可表示为:

(1)
1.3 压裂液的制备

配制Frac-H压裂液的基液是低碳链的烃类物质,如丙烷、戊烷或其混合物等。笔者选用化学级戊烷配制戊烷基Frac-H压裂液。

将一定质量的基液(戊烷)加入到烧杯中,然后在搅拌情况下按比例加入一定量的LPEA-1和FS-1,配制得到戊烷基Frac-H压裂液。为了确定具有最优性能的Frac-H压裂液配方,在LPEA-1加量为2.0%时,考察了FS-1加量对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响及时间对该压裂液黏度的影响,试验结果分别如图 1图 2所示。

图 1 FS-1加量对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.1 The effect of FS-1 content on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid
图 2 时间对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.2 The effect of time on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

图 1可以看出:随着FS-1加量增大,戊烷基Frac-H压裂液的黏度呈现先升高后降低的趋势。FS-1和LPEA-1的质量比小于1.0:1.1时,随着FS-1加量增大,压裂液的黏度升高;FS-1和LPEA-1的质量比等于1.0:1.1时,压裂液的黏度达到最高;FS-1和LPEA-1的质量比大于1.0:1.1时,压裂液的黏度随FS-1加量增大而降低。从图 2可以看出:随着时间增长,戊烷基Frac-H压裂液的黏度先快速升高后慢速升高,180 s时黏度升至最高,并随时间增长不再有明显变化。

通过上述室内试验,确定戊烷基Frac-H压裂液的最优配方为95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1(配方中的加量均为质量分数)。

2 戊烷基Frac-H压裂液性能评价

根据石油与天然气行业标准《水基压裂液性能评价推荐作法》(SY/T 5107—2005) 评价Frac-H压裂液的耐温性、抗剪切性、破胶性及对岩心的伤害性。因为戊烷在常温和常压下处于液体状态,而在高温下极易挥发,因此采用Haake Rv30型旋转黏度计的D100/300高温高压密闭系统(测试系统)测试戊烷基Frac-H压裂液的性能,测试步骤为:1) 将制备好的压裂液快速装入D100/300样品桶中,再装入转子;2) 样品桶装好密封盖并上紧螺丝,多余的压裂液从溢流管流出,然后关闭溢流管阀门;3) 将测试系统安装在样品桶上,调整水平后对戊烷基Frac-H压裂液进行测试;4) 测试完毕后,启动冷却系统给样品桶降温,待降至室温时开启减压阀,然后打开密封盖清洗仪器,测试完成。为确保安全,整个试验在密闭、通风良好的环境中进行。

2.1 耐高温性能

戊烷基Frac-H压裂液的黏弹性较好,当试验温度低于95 ℃时,测试中仪器出现超载现象。为了避免超载,采用阶梯式升温剪切的方法测试压裂液的耐温性能。具体方法是:先将样品加热至95 ℃,恒温20 min左右,然后继续升温至100 ℃,在剪切速率170 s-1条件下剪切20 min,直至温度达到130 ℃为止。温度对戊烷基Frac-H压裂液黏度影响的试验结果如图 3所示。

图 3 温度对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.3 The effect of temperature on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

图 3可以看出:随着温度升高,戊烷基Frac-H压裂液的黏度降低;约50 min内试验温度从95 ℃升至130 ℃,戊烷基Frac-H压裂液黏度由约600 mPa·s降至90 mPa·s左右,满足黏度大于50 mPa·s的要求。由此可见:戊烷基Frac-H压裂液的使用温度可达到130 ℃以上,具有良好的抗温性能。

2.2 抗剪切性能

在温度130 ℃、剪切速率170 s-1条件下,对戊烷基Frac-H压裂液进行了抗剪切性能试验,结果如图 4所示。

图 4 剪切时间对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响 Fig.4 The effect of shearing time on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

图 4可以看出:戊烷基Frac-H压裂液在130 ℃、170 s-1条件下连续剪切120 min后的黏度仍然大于50 mPa·s,说明该压裂液在高温下具有良好的抗剪切性能。

2.3 破胶性能

在30和90 ℃条件下,进行戊烷基Frac-H压裂液破胶试验,考察破胶剂醋酸钠加量对戊烷基Frac-H压裂液破胶(破胶液黏度2 mPa·s)时间的影响,结果见表 1

表 1 戊烷基Frac-H压裂液破胶性能试验结果 Table 1 Gel-breaking performances of pentane-based Frac-H fracturing fluid
破胶剂加量,%不同温度下的破胶时间/h
30 ℃90 ℃
0未破胶未破胶
0.212.04.0
0.56.02.5
0.84.01.0

表 1可知:戊烷基Frac-H压裂液的破胶时间随着破胶剂加量增大而缩短;破胶剂加量相同时,破胶时间随着温度升高而缩短。

在上述试验中,当戊烷基Frac-H压裂液加热至45 ℃时,很快由胶状体蒸发成一小块膏状物,这是由低碳链烷烃的物理化学性质决定的,短碳链戊烷的沸点为36.1 ℃,当加热至45 ℃时,压裂液由液体转化成易挥发性气体。因此,在高温环境下,戊烷基Frac-H压裂液可以不需要外加破胶剂就能实现自动破胶。压裂液挥发后剩余0.3%~0.5%残留物,经红外光谱进行定性分析发现:残留物为胶凝剂(烷基磷酸酯铝混合物),这种物质遇到有机物质(如柴油、苯等)后会很快溶解,几乎没有残渣。

2.4 岩心伤害性

取苏里格气田某储层的岩心和延长油田长7段岩心,进行戊烷基Frac-H压裂液对岩心的伤害率试验,结果见表 2

表 2 戊烷基Frac-H压裂液对岩心的伤害率 Table 2 Core damage induced from pentane-based Frac-H fracturing fluid
储层类型孔隙度,
%
初始渗透
率/mD
恢复渗
透率/mD
伤害率,
%
试验温
度/℃
苏里格气田10.894.360 04.120 05.525
12.245.620 05.360 04.625
延长油田1.900.004 00.003 610.025
2.410.004 70.004 18.925

表 2可知,戊烷基Frac-H压裂液对岩心渗透率为4.36~5.62 mD的苏里格气田致密储层岩心的平均伤害率为5.1%,对渗透率为0.004 0~0.004 7 mD的延长油田长7段页岩岩心的平均伤害率为9.5%。可见, 戊烷基Frac-H压裂液对页岩储层的伤害稍大于致密性储层,但显著低于水基压裂液对页岩岩心的伤害。

3 结论与建议

1) 戊烷基Frac-H压裂液具有制备简单、成胶速度快的特点,能一步成胶且在180 s内黏度达到最大。

2) 以95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1为配方制备的Frac-H压裂液,耐温能力与目前报道的低碳烃无水压裂液相比提高了40 ℃,能满足高温储层对无水压裂液的性能要求。

3) 戊烷基Frac-H压裂液的抗剪切性能好,在温度130 ℃、剪切速率170 s-1条件下连续剪切120 min后,压裂液的黏度依然大于50 mPa·s。

4) 戊烷基Frac-H压裂液可实现自动破胶,且破胶液无残渣,对岩心的伤害小;其对页岩储层的伤害稍大于致密性储层,但显著低于水基压裂液对页岩储层的伤害。

5) 建议开展戊烷基Frac-H压裂液的现场应用研究,以实现理论研究成果向现场实践的转化,从而达到解决实际压裂问题、提高压裂效果的目的。

参考文献
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文章信息

王满学, 何静, 王永炜
WANG Manxue, HE Jing, WANG Yongwei
耐高温低碳烃无水压裂液室内研究
Experimental Research on Performances of Hydrocarbon-Based Heat-Resistance Low-Carbon Fracturing Fluid
石油钻探技术, 2017, 45(4): 93-96.
Petroleum Drilling Techniques, 2017, 45(4): 93-96.
http://dx.doi.org/10.11911/syztjs.201704016

文章历史

收稿日期: 2016-12-19
改回日期: 2017-06-16

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