压裂液
第3章压裂液
3.1油层造缝机理 (2)
3.1.1 油层压裂原理 (2)
3.1.2裂缝形成 (3)
3.1.3影响裂缝形成的因素 (5)
3.1.4油层水力压裂的作用 (5)
3.2压裂液性能及分类 (6)
3.3水基压裂液 (8)
3.3.1天然植物胶水基压裂液 (8)
3.3.2纤维素衍生物压裂液 (15)
3.3.3合成聚合物压裂液 (16)
3.3.4水基压裂液添加剂 (18)
3.4油基压裂液 (29)
3.4.1稠化油压裂液 (29)
3.4.2油基冻胶压裂液 (29)
3.5泡沫压裂液 (31)
3.5.1泡沫压裂液的组成 (31)
3.5.2泡沫压裂液的性能及表征 (33)
3.5.3影响泡沫压裂液性能的因素 (35)
3.6清洁压裂液 (36)
3.6.1粘弹性表面活性剂压裂液的特点 (37)
3.6.2清洁压裂液的流变性能和应用性能 (37)
3.6.3清洁压裂液的现场施工工艺及应用情况 (40)
3.7压裂液性能评价 (41)
3.7.1裂缝几何尺寸与压裂液粘度的关系 (41)
3.7.2压裂液滤失性 (41)
3.7.3压裂液流变学 (42)
3.7.4压裂液流变性 (44)
3.8压裂工艺技术 (49)
3.8.1选井选层 (49)
3.8.2压裂施工工艺 (49)
3.8.3高砂比压裂技术 (50)
3.8.4人工隔层控制垂向裂缝高度技术 (50)
参考文献 (53)
油层水力压裂，简称为油层压裂或压裂，是20世纪40年代发展起来的—项改造油层渗流特性的工艺技术，是油气井增产、注水井增注的一项重要工艺措施。它是利用地面高压泵组，将高粘液体以大大超过地层吸收能力的排量注入井中，随即在井底附近形成高压。此压力超过井底附近地层应力及岩石的抗张强度后，在地层中形成裂缝。继续将带有支撑剂的液体注入缝中，使缝向前延伸，并填以支撑剂。这样在停泵后即可形成一条足够长，具有一定高度和宽度的填砂裂缝，从而改善油气层的导流能力，达到油气增产的目的(如图3-1)。
图3-1压裂过程示意图
在提高油气产量和可采储量方面，水力压裂起着重要的作用。1947年出现的压裂技术已成为标准的开采工艺，到1981年压裂作业数量已超过80万井次，至1988年，作业总数发展至100万井次以上，大约近代完钻井数的35%~40%进行了水力压裂。美国石油储量的25%~30%是通过压裂达到经济开采条件的。在北美通过压裂增加13×109m3石油储量。在我国，愈来愈多的油田采用水力压裂来提高油气井的开采能力和注水井的增注能力，取得了明显的效果。例如，20年来，华北油田共计实施压裂2000余井次，累计增油200×104吨，对老油田的后期治理起到重要作用。
3.1油层造缝机理
3.1.1 油层压裂原理
利用液体传压的原理，在地面采用高压泵组(压裂车)及辅助设备，以大大高于地层吸收能力的注入速度(排量)，向油层注入具有一定粘度的液体(统称压裂液)，(如图3-2)，使井筒内压力逐渐增高。当压力增高到大于油层破裂压力时，油层就会形成对称于井眼的裂缝。油层形成裂缝后，随着液体的不断注入，裂缝也会不断地延伸与扩展，直到液体注入的速度与油层吸入的速度相等时，裂缝才会停止延伸和扩展。此时如果地面高压泵组停止泵入液体，由于外来压力的消失，又会使裂缝重新闭合。
图3-2液体传压示意图
1—油管;2—套管;3—封隔器
为了保持裂缝处于张开位置和获得高的导流能力，在注入压裂液时携带一定粒径的高强度支撑材料，铺垫在裂缝中，从而形成一条或几条高导流能力的通道，增大了排油面积，降低了流体流动阻力，使油井获得增产的效果。
3.1.2裂缝形成
3.1.2.1地层应力及分布
在地层中造缝，形成裂缝的条件与地应力及其分布，岩石的力学性质，压裂液的性质及注入方式等密切相关。
一般情况下，地下岩石由于埋藏在地下深处，所以承受着很厚的上覆岩层的重量，而且又受到邻近岩石的挤压，地层中的岩石处于压应力状态，作用在地下岩石某单元体上的应力为垂向主应力σz ，及水平主应力σx ，σy 。
垂向主应力σz 即该深度以上覆盖地层所形成的压力，用以下公式计算： γ?=σH z
式中：H ——油层深度：
γ——上覆岩层平均相对密度。
埋藏在地下深处的岩石，具有弹性与脆性。油层在形成裂缝时，首先发生弹性变形，当超过弹性限度后，油层才开始发生脆性断裂。如果岩石单元是均质的各向同性材料，当已知地层中各应力的大小，油层裂缝的形成即岩石破裂时，首先发生在垂直于岩石最小主应力轴的方向或油层最薄弱的地方。
3.1.2.2 裂缝的形态与方位
油层通过水力压裂后形成的裂缝，有两种形态：即水平裂缝和垂直裂缝。裂缝的形态，取决于地应力中垂向主应力与水平主应力的相对大小。裂缝方位则垂直于最小主应力轴。
(1)水平裂缝
如果垂向主应力σz 小于水平主应力σH ，即σz <σH (σx ，σy )时，将产生水平裂缝，且裂缝方位垂直于σz 轴。例如，在褶皱和逆掩断层的压缩区，最小主应力是垂直的，且等于上覆岩层压力。当注入压力等于或大于该值时，即产生垂直于井筒(Z 轴)的水平裂缝。如图3-4中的(b)。
图3-4裂缝面垂直最小主应力方向
(2)垂直裂缝
当垂向主应力σz 大于水平主应力σH 时，即σz >σH (σx ，σy )时，则产生垂直裂缝。而裂缝方位又取决于两个水平主应力σx ，σy 的大小。
如果σx >σy 则裂缝垂直于最小水平主应力σy ，而平行于σx ，如图3-4中的(a)； 当σy >σx ，则裂缝垂直于最小水平主应力σx ，而平行于最大水平主应力σy 。
但是由于地壳运动的作用，油层不一定都是水平的，往往是带有一定倾斜角度的，所以在识别不同类型裂缝时，应以油层为基准来鉴别。一般认为与油层面相平行的裂缝叫做水平裂缝，与油层面相垂直的裂缝叫垂直裂缝。
大庆、玉门、克拉玛依等油田压裂后，其裂缝以水平裂缝为主。大港、吉林、长庆、新疆的乌尔禾、吐哈、江汉、辽河、胜利等油田压裂后，其裂缝以垂直裂缝为主。 3.1.2.3裂缝的宽度
裂缝宽度包括两个概念，即闭合宽度和压裂宽度。闭合宽度指的是地面外来压力消失后，裂缝闭合后的宽度。压裂宽度是指压裂过程中裂缝张开的宽度。压裂宽度大于闭合宽度。
σx
根据试验井裂缝解剖发现，裂缝的闭合宽度为3~5mm左右，其分布是井筒为中心，随着距井筒距离的增加，裂缝闭合宽度逐渐变小。在图3-5中，第一宽度为W1，第二宽度为W2，则W1>W2。
这种现象的存在，主要是由于液体在裂缝中渗滤作用，使流速下降从而影响了液体的携砂能力以至液体不能将支撑剂携带到裂缝深处所造成的。
3.1.2.4裂缝的长度
裂缝长度有两种表征方法，即压裂缝长和有效缝长(又称支撑缝长)。有效缝长是指在压力消失，裂缝闭合后的裂缝的长度，亦即支撑剂充填的裂缝的长度L。压裂缝长是指在压裂过程中所形成的裂缝的长度L′。不管在什么情况下，支撑剂都不能充满整个裂缝，必然有一个余缝随着井筒压力的下降与消失而自行闭合，因此压裂缝长始终大于有效缝长如图3-6所示。裂缝的长度与地层岩石的性质、天然裂缝的发育、压裂施工规模等有关。目前世界上压裂裂缝最长可达1000m以上。我国的吐哈油田压裂后，有效缝长一般为50~80m。
图3-5裂缝宽度分布示意图图3-6裂缝长度示意图
3.1.2.5裂缝的高度
油层压裂之后，裂缝向油层深处延伸的同时，也不断加宽与加高，实际上裂缝在三个方向上同时扩展。裂缝高度可能大于油气层厚度。裂缝高了，必然缝短，降低了压裂的有效性。裂缝的高度与油气层上下有无遮挡层、油气层岩石的性质、施工排量、压裂液的粘度、水平地应力等因素有关。
3.1.3影响裂缝形成的因素
当油层进行水力压裂时，裂缝的形成受到多种因素的影响，概括起来有两方面：一是地质因素，二是工艺因素。
地质因素，如油层埋藏的深度、油层污染状况、岩石的结构、岩石的原始渗透率、岩石的弹性强度、岩石的原始裂缝发育程度以及岩石的沉积规律等对裂缝的形成与裂缝的类型都有很大影响。
工艺因素，如射孔质量、预处理、压裂液类型、地面泵的能力等对裂缝形成的难易程度和裂缝类型与大小都有很大的影响。
例如，在采用同一种类型的压裂液时，当油层裂缝已形成，裂缝的长短主要取决于地面泵能力的大小。当液体传导下来的力与岩石破碎所需用的力相平衡时，裂缝不再延伸，如果要想裂缝继续延伸，就得不断地增大向裂缝内注入液体，以保持裂缝内有足够的外力来克服岩石破碎时所需用的力，这样就要求地面泵具有较大的排量来泵送液体。此外，裂缝的高度随压裂液的粘度、泵的排量增大而增大。
影响裂缝形成的因素是多方面的，对于具体问题应根据具体条件进行分析和判断。
3.1.4油层水力压裂的作用
油层水力压裂可以解除油井近井地带的堵塞、增大流体的渗流面积并改变流体的渗流规律，减小流体的流动阻力，提高油气井的产量和注水井的注入量。特别在低渗透油田的勘探和开发中，水力压裂起着十分重要的作用。
(1)压裂能改造低渗透油层的物理结构，在油层中形成一条或几条高渗液流通道(一般为沿井轴对称的两条)，从而改善油流在油层中的渗流状态，变径向流动为线性流动，降低流动阻力，增大渗滤面积，提高油井的产油能力。
(2)减缓层间矛盾，改善中低渗透层的开采状况，提高中低渗透层的采油速度，使高、中、低渗透层都得到比较合理的开采。对一个非均质多油层油田来说，由于各小层渗透性的不同，在注水开发的条件下，个别高渗透油层吸水能力高，水线推进速度快，地层压力高，出油量多，负担过重，造成油井见水快、产量递减快、影响稳产，而大量的中、低渗透层却没有发挥应有的作用，影响最终采收率。通过压裂可以改善中、低渗透层的开采状况，充分发挥它们的作用。如某油田某区压裂前高渗透层产液量占66.8%，储量只占32.3%，中、低渗透层产液量占33.2%，储量却占67.7%。对部分中、低渗透层压裂后，高渗透层产液量下降到49.5%，而中、低渗透层产液量却相应地上升为50.5%，使层间矛盾得到缓和。
(3)压裂可解除因钻井泥浆、射孔、油井作业等造成的近井地带的堵塞。
(4)压裂也可用于探井和评价井的地层改造。对于油层物性差，自然产能低，不具备工业开采价值的探井和评价井进行压裂改造，可扩大渗油面积或对油井作出实际评价。
(5)压裂可以人为制造一条穿过污染带，在储层内形成有一定长度的高导流能力支撑裂缝，从而提高油气流的渗透面积，使油气流通过裂缝流向井筒，使径向流变为线性流，达到增产的目的。但是，压裂也可能给地层造成二次伤害，如滤液造成的润湿性改变，产生毛管力，造成储层流体的流动能力降低，以及乳化残渣，粘土的膨胀、分散、运移产生的损害等。为了保护储层，提高压裂效果，根据储层特征，应选择与之配伍的各种添加剂以组成相适应的压裂液，即要求压裂液必须有优良的流变性、破胶性、低残渣。支撑剂必须清洁、均匀、圆球度好，破碎率低，以保证支撑裂缝的宽度和高导流能力，提高压裂效果。
3.2压裂液性能及分类
压裂液提供了水力压裂施工作业的手段，但在影响压裂成败的诸因素中，压裂液及其性能极为重要。对大型压裂来说，这个因素就更为突出。使用压裂液的目的有两方面：一是提供足够的粘度，使用水力尖劈作用形成裂缝使之延伸，并在裂缝沿程输送及铺设压裂支撑剂；再者压裂完成后，压裂液迅速化学分解破胶到低粘度，保证大部分压裂液返排到地面以净化裂缝。
压裂液是一个总称，由于在压裂过程中，注入井内的压裂液在不同的阶段有各自的作用，所以可以分为：
(1)前置液：其作用是破裂地层并造成一定几何尺寸的裂缝，同时还起到一定的降温作用。为提高其工作效率，特别是对高渗透层，前置液中需加入降滤失剂，加细砂或粉陶(粒径100~320目，砂比10%左右)或5%柴油，堵塞地层中的微小缝隙，减少液体的滤失。
(2)携砂液：它起到将支撑剂(一般是陶粒或石英砂)带入裂缝中并将砂子放在预定位置上的作用。在压裂液的总量中，这部分占的比例很大。携砂液和其它压裂液一样，都有造缝及冷却地层的作用。
(3)顶替液：其作用是将井筒中的携砂液全部替入到裂缝中。
根据不同的设计工艺要求及压裂的不同阶段，压裂液在一次施工中可使用一种液体，其中含有不同的添加剂。对于占总液量绝大多数的前置液及携砂液，都应具备一定的造缝力并使压裂后的裂缝壁面及填砂裂缝有足够的导流能力。这样它们必须具备如下性能：
①滤失小。这是造长缝、宽缝的重要性能。压裂液的滤失性，主要取决于它的粘度，地层流体性质与压裂液的造壁性，粘度高则滤失小。在压裂液中添加降滤失剂能改善造壁性大
大，减少滤失量。在压裂施工时，要求前置液、携砂液的综合滤失系数≤1×10-3m/min1/2。
②悬砂能力强。压裂液的悬砂能力主要取决于其粘度。压裂液只要有较高的粘度，砂子即可悬浮于其中，这对砂子在缝中的分布是非常有利的。但粘度不能太高，如果压裂液的粘度过高，则裂缝的高度大，不利于产生宽而长的裂缝。一般认为压裂液的粘度为50~150mPa·s 较合适。由表3-1可见液体粘度大小直接影响砂子的沉降速度。
将会大大提高井口压力，降低施工排量，甚至造成施工失败。
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。
目前国内外使用的压裂液有很多种，主要有油基压裂液、水基压裂液、酸基压裂液，乳化压裂液和泡沫压裂液。其中水基压裂液和油基压裂液应用比较广泛。常用各种类型压裂液或压裂液体系见表3-2。
基羟丙基瓜胶。
在设计压裂液体系时主要考虑问题包括：
(1)地层温度、液体温度剖面以及在裂缝内停留时间；
(2)建议作业液量及排量；
(3)地层类型(砂岩或灰岩)；
(4)可能的滤失控制需要；
(5)地层对液体敏感性；
(6)压力；
(7)深度；
(8)泵注支撑剂类型；
(9)液体破胶需要。
20世纪50年代末，第一次使用交联瓜胶液进行施工，那时约10%的压裂施工使用胶化油处理的。在20世纪70年代，考虑伤害引用了低残渣的羟丙基瓜胶(HPG)。现在，70%的压裂施工用瓜胶或羟丙基瓜胶。用胶化油施工约占5%，约25%的施工含有增能气体。
3.3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
水+添加剂+交联剂→交联液
溶胶液十交联液→水基冻胶压裂液
[溶胶液:交联液=100: (1~12)]
3.3.1天然植物胶水基压裂液
植物胶主要成分是多糖天然高分子化合物即半乳甘露聚糖。不同植物胶的高分子链中半乳糖支链与甘露糖主链的比例不同。
半乳糖和甘露糖的结构式如下：
其特点是高分子链上含有多个羟基，吸附能力很强，容易吸附在固体或岩石表面形成高分子溶剂化水膜。
3.3.1.1瓜胶及其衍生物
图3-7瓜尔胶重复单元结构
瓜尔胶，产自瓜尔豆，瓜尔豆是一种甘露糖和半乳糖组成的长链聚合物，它主要生长在印度和巴基斯坦，美国西南部也有生产。瓜尔胶结构如图3-7。
瓜胶对水有很强的亲合力。当瓜胶粉末加入水中，瓜胶的微粒便“溶胀、水合”，也就是聚合物分子与许多水分子形成缔合体，然后在溶液中展开、伸长。在水基体系中，聚合物线团的相互作用，产生了粘稠溶液。瓜胶是天然产物，通常加工中不能将不溶于水的植物成分完全分离开，水不溶物通常在20%~25%之间，加量为0.4%~0.7%。
未改性的瓜胶在80℃下可保持良好的稳定性，但由于残渣含量较高，易造成支撑裂缝堵塞。
羟丙基瓜胶(HPG)是瓜胶用环氧丙烷改性后的产物。将—O—CH2—CHOH—CH3(HP基)置换于某些—OH位置上。由于再加工及洗涤除去了聚合物中的植物纤维，因此HPG一般仅含约2%~4%的不溶性残渣，一般认为HPG对地层和支撑剂充填层的伤害较小。由于HP基的取代，使HPG具有好的温度稳定性和较强的耐生物降解性能，如图3-8。
图3-8 HPG，R=CH2—CHOH—CH3单元结构
3.3.1.2田菁胶及衍生物
田菁胶来自草本植物田菁豆的内胚乳。将胚乳从种子中分离出来粉碎，便制成田菁粉。胚乳占种子重量的30%~33%。
田菁产于江苏、浙江、福建、广东和华北、台湾等地。
田菁胶属半乳甘露糖植物胶。分子中半乳糖和甘露糖的比例为1:2。由于聚糖中含有较多的半乳糖侧链，故在常温下易溶于水，可与交联剂反应形成冻胶，在现场使用时非常方便，
分子量约为2.0×105。
田菁胶对水有很强的亲合力，当粉末加入水中时，田菁胶的微粒便“溶胀、水合”，也就是聚合物分子与许多水分子形成缔合体，然后在溶液中展开、伸长，从而引起溶液粘度增加。
田菁胶是用天然田菁豆加工而成的植物胶。它的水不溶物含量很高，一般在27%~35%之间，因此对地层及支撑剂充填层的伤害很大。
图3-9田菁结构单元
田菁冻胶的粘度高，悬砂能力强且摩阻小，其摩阻比清水低20%~40%。缺点是滤失性和热稳定性以及残渣含量等方面不太理想。为了克服上述缺点，对田菁进行化学改性，制取了羧甲基田菁和羧甲基羟乙基田菁。
下式为羧甲基田菁制备反应：
羧甲基田菁为聚电解质，与高价金属离子如Ti4+、Cr3+交联形成空间网络结构的水基冻胶。
羧甲基田菁水基冻胶与田菁冻胶比较有下列优点：
(1)残渣含量低，约为田菁的1/3左右。
(2)热稳定性好。在80℃下，其表观粘度比田菁压裂液大一倍以上。
(3)酸性交联对地层污染小，而且有抑制粘土膨胀的作用。
为进一步提高增稠能力和改善交联条件，在此基础上开发出羟乙基田菁、羟丙基田菁、羧甲基羟乙基田菁和羧甲基羟丙基田菁。
羟乙基田菁或羟丙基田菁是田菁粉在酸性条件下与醚化剂——氯乙醇或环氧丙烷反应而得：
羧甲基羟丙基田菁是田菁粉在酸性条件下与主醚化剂氯乙酸和副醚化剂环氧丙烷反应生成的产物。反应是聚糖羟基的氢原子被羧甲基—CH2COO-、羟丙基—CH(CH3)CH2OH或—CH2CH(CH3)OH取代。以上几种田菁衍生物的性能比较见表3-3。
在田菁的衍生物中，以羧甲基田菁的水溶性最好，残渣最少。但其增稠能力还不够理想，从综合性能考虑以羧甲基羟丙基田菁最好。
大庆、胜利、中原等油田研制与应用了羧甲基羟丙基田菁的硼、钛冻胶压裂液以及羟乙基田菁的硼、钛冻胶压裂液，其组成如表3-4所示，在表3-4中，SP169为破乳剂，主要成分是十八烷醇聚氧丙聚氧乙烯醚。
(1)热稳定性：温度60℃、剪切速率437.4s-1下表观粘度为113mPa·s。
(2)滤失性：压力3.5MPa、温度75℃，静滤失系数为6.15×10-3~7.85×10-4m/min1/2。
(3)破胶水化：70℃恒温8h，破胶液粘度为2~5mPa·s。
(4)破乳率：加入0.1%SP169，破乳率为100%。
(5)破胶性能：破胶残渣为700~1050mg/L，破胶液表面张力为32~33mN/m。
(6)伤害性：岩心伤害率为16.7%。
3.3.1.3魔芋胶
魔芋胶是用多年生草本植物魔芋的根茎经磨粉、碱性水溶液中浸泡及沉淀去渣将胶液干燥制成的。魔芋胶水溶物含量68.20%，主要是长链中非离子型多羟基的葡萄甘露聚糖高分子化合物，其中葡萄单糖具邻位反式羟基，甘露糖具邻位顺式羟基。分子量约68×104，聚合度1000左右。魔芋胶分子中引入亲水基团后可以改善其水溶性，降低残渣。
由改性魔芋胶配制的水基压裂液有增稠能力强、滤失少、热稳定性好、耐剪切、摩阻低而且盐容性好、残渣含量低等许多优点。它的主要缺点是在水中溶解速度慢，现场配液难，这是末能大规模推广使用的主要原因。
20世纪80年代，四川、华北油田研究与应用了魔芋胶压裂液，其组成为：0.5%改性魔芋胶+0.15%有机钛或硼砂+0.012%pH值控制剂+0.25%甲醛+2.5%KCl+2.5%AS(烷基磺酸钠)+0.0015%过硫酸钾。其主要性能如下：
我国天然植物胶资源丰富，除上述常用的几种外，尚有香豆子、决明子、龙胶、皂仁胶、槐豆胶、海藻胶等，它们的改性产品均可用于水基压裂液。
稠化剂性能好坏，不但关系到压裂的效果，而且也是检验压裂液性能的主要参数。
(1)稳定性能
选用稠化剂时，除考虑水不溶物和残渣外，重要的是看其稳定性(即流变性能和耐温性能)。
从表3-6的流变数据可以看出，在同一温度下的流变性能随稠化剂浓度的增加而提高。在相同浓度下对比四种稠化剂的流变性，羟丙基瓜胶和魔芋胶的抗剪切性能和稠化性能明显优于田菁胶和羟乙基田菁胶，这也是现在为什么田菁系列压裂液被逐渐淘汰的原因之一。魔芋胶具优良的抗剪切性能和稠化性能，其残渣含量少，使用浓度低，得不到大规模推广的主要原因在于它的水溶性差。
温度对稠化剂的性能影响非常大，从表3-6中可以看出，随着温度的升高，粘度迅速下降，下降幅度最大的要属田菁胶和羟乙基田菁。羟丙基瓜胶的耐温性能较好，剪切10min后粘度只下降了14.8%。
(2)与地层和裂缝的伤害关系
造成储层伤害的因素很多，就稠化剂而言。主要有两方面的伤害：一是高粘，二是不溶性残渣。
了相当长时间的破胶降解，压裂液仍具有很高的粘度，从而造成地层伤害。室内试验得出的结果是，对于0.6%浓度的HPG硼冻胶压裂液，当浓度浓缩到3.6%时，保留渗透率只有原来的10%左右。要想解除这种伤害，只有依靠加大破胶剂用量来实现。
残渣的伤害：稠化剂原有的或降解过程中形成的不溶残渣，会通过减少支撑剂充填层的有效孔隙空间来降低裂缝的导流能力。井底条件下实际残渣量的多少，同使用的稠化剂类型及破胶是否彻底有着密切关系。见表3-7。
3
3.3.2
纤维素是一种非离子型聚多糖。纤维素大分子链上的众多羟基之间的氢键作用使纤维素在水中仅能溶胀而不溶解。当在纤维素大分子中引入羧甲基、羟乙基或羧甲基羟乙基时，其水溶性得到改善。
纤维素的衍生物羧甲基纤维素(CMC)、羟乙基纤维素(HEC)、羟丙基纤维素(HPC)和羧甲基-羟乙基纤维素(CMHEC)均可用于水基压裂液。
3.3.2.1.羧甲基纤维素(CMC)冻胶压裂液
羧甲基纤维素(CMC)冻胶是以纤维素为原料在碱性条件下与氯乙酸反应制得，CMC再与多价金属交联而成CMC冻胶。
碱化：ROH＋NaOH→RONa+H2O
醚化：RONa+ClCH 2COONa →ROCH 2COONa+NaCl
CMC 冻胶热稳定性较好，可用于140℃井下施工，其剪切稳定性和滤失性能良好，常用于高温深井压裂。其主要问题是摩阻偏高，不能满足大型压裂施工要求。
羟乙基或羟丙基纤维素是纤维素在碱性条件下与环氧乙烷或环氧丙烷反应的产物。与CMC 相比有更好的盐容性，但水溶性增稠能力不如CMC ，是优良的水基压裂液。羟乙基纤维素的结构见图3-10，性能见图3-11。
图3-10 HEC ，R ＝CH 2CH 2OH 重复单元结构
图3-11 不同温度对不同浓度HEC 溶 胶稳定粘度的影响(含混合盐53.8%)
3.3.2.3羧甲基-羟乙基纤维素(CMHEC)
CMHEC 是纤维素在碱性条件下，依次用环氧乙烷和氯乙酸处理而得到的另一种改性产物。与CMC ，HEC 相比，它兼有两者的优点，即增稠能力强、悬砂性好、低滤失、残渣少和热稳定性高，是一种颇受欢迎的水基压裂液。CMHEC 分子结构示意如下图3-12。
3.3.3合成聚合物压裂液
目前压裂液稠化剂仍以天然植物胶为主。存在的主要问题是植物胶压裂液破胶后往往产生残渣较多，这对低渗透油层将造成伤害，使压裂效果受到影响。此外，植物胶、纤维素等天然高分子材料高温稳定性不够理想，不能适应高温深部地层的压裂，所以研制开发出一系列合成聚合物压裂液。与天然高分子材料相比，它具有更好的粘温特性和高温稳定性，且增稠能力强、对细菌不
敏感、冻胶稳定性好、悬砂能力强、无残渣、对地层不造成伤害。
通常用于水基压裂液的聚合物有聚丙烯酰胺(PAM)、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、丙烯酰胺-丙烯酸共聚物、甲叉基聚丙烯酰胺或者是丙烯酰胺-甲叉基二丙烯酰胺共聚物等。这些聚合物与瓜胶、田菁、纤维素的衍生物不同，它们不是天然生长的而是由人工合成的，可通过控制合成条件的办法调整聚合物的性能来满足压裂液性能指标。
合成聚合物压裂液主要是部分水解羟甲基甲叉基聚丙烯酰胺水基冻胶压裂液。长庆油田研究和应用了从低温油层40℃至高温油层150℃使用的CF-6压裂液，它就是部分水解羟甲基甲叉基聚丙烯酰胺水基冻胶压裂液。该压裂液在地层温度90℃以下泵注2h，表观粘度不低于50mPa·s，对油层基质损害率小于20%。
N,Nˊ-甲叉基二丙烯酰胺合成反应如下：
HPAM和HMPAM两种水基冻胶压裂液性能比较见表3-9。
表中可明显看出：HMPAM较HPAM冻胶有更高的增稠能力。例如质量分数为0.24%的HMPAM冻胶粘度无论在70℃或90℃下均与质量分数为0.32%的HPAM相当。
天然植物胶压裂液、纤维素压裂液及聚合物压裂液性能对比见表3-10。
性能植物胶及其衍生物纤维素衍生物聚丙烯酰胺类相对分子质量，万20~30 20~30 100~800 用量，% 0.4~1.0 0.4~0.6 0.4~0.8
摩阻小大最小
交联剂硼、钛、锆、铬、铝等离子铝、铬、铜、钛等离子铝、铬、铁等离子
抗剪切性好好差
耐温性好好好
残渣，% 2~25 0.5~3 无渣
配伍性与盐配伍要求矿化度<300mg/l 与盐不配伍
滤失性小较小大使用温度，℃30~150 35~150 60~150
水基压裂液添加剂对压裂液的性能影响非常大，不同添加剂的作用不同。主要包括：稠化剂、交联剂、破胶剂、pH值控制剂、粘土稳定剂、润湿剂、助排剂、破乳剂、降滤失剂、冻胶粘度稳定剂、消泡剂、降阻剂和杀菌剂等。掌握各种添加剂的作用原理，正确选用添加剂，可以配制出物理化学性能优良的压裂液，保证顺利施工，减小对油气层的损害，达到既改造好油气层，又保护好油气层的目的。
3.3.
4.1交联剂
交联反应是金属或金属络合物交联剂将聚合物的各种分子联结成一种结构，使原来的聚合物分子量明显地增加。通过化学键或配位键与稠化剂发生交联反应的试剂称为交联剂。
前面介绍的用稠化剂来提高溶液粘度，通常称为线型胶。线型胶存在两方面的问题：
(1)要增加粘度就得增加聚合物浓度
(2)上述稠化剂在环境温度下产生的粘稠溶液随着温度增加而迅速变稀。增加用量可以克服温度影响，但这种途径是昂贵的，见图3-13。
图3-13温度和交联剂对HPG溶液粘度的影响
使用交联剂明显地增加了聚合物的有效分子量，从而增加了溶液的粘度。交联液的发展，消除了用线型胶进行高温深井压裂施工所引起的许多问题。例如：通常成功地进行一口井的压裂施工，需要9.586~11.983kg/m3聚合物，才能产生所需粘度，但在这种浓度的溶液中加入支撑剂和分散降滤失添加剂比较困难。
20世纪50年代末已经具备形成硼酸盐交联冻胶的技术，但是直到瓜尔胶在相当低的pH
值条件下用锑酸盐(以后用钛酸盐和锆酸盐)可交联形成交联冻胶体系以后，交联压裂液才得到普遍应用。20世纪70年代中期，由于各种各样的配制水和各类油藏条件的成功压裂，均可采用钛酸盐交联冻胶体系，所以该交联冻胶体系得到普遍应用。尽管钛酸盐交联冻胶应用较广，但此类交联冻胶极易剪切降解。
此外还开发了许多其它交联剂系列，例如锆、铝、铜及锰。下面介绍几种常用的交联体系：
(1)硼交联剂：常用的有硼砂(Na 2B 4O 7)、硼酸(H 3BO 3)、有机硼。
交联条件：PH>8，以PH 值9~10最佳。适用于温度低于150℃油气层压裂。
半乳—甘露聚糖分子具有邻位顺式结构，它可以和多价离子交联生成冻胶；例如：硼砂与羟丙基瓜胶(HPG)交联反应如下：(交联机理)
①硼酸钠在水中离解成硼酸和氢氧化钠：
Na 2B 4O 7+7H 2O
4H 3BO 3+2NaOH
②硼酸进一步水解形成四羟基合硼酸根离子：
+H 3
O
HO OH B HO OH
H 3BO 3+2H 2O
+
③硼酸根离子与邻位顺式羟基结合(见图3-14)：
O OH B O OH
+ | H C OH |H C OH |
+H 3O
HO OH B HO OH
图3-14设想的交联机理
用硼交联的水基冻胶压裂液粘度高，粘弹性好，但在剪切和加热时会变稀，交联快(小于10s)，交联作用可逆，管路摩阻高，上泵困难。
硼酸盐交联的压裂液以较低的成本得到广泛的应用。当前，多达75%的压裂施工作业是用硼酸交联压裂液实现的。
由于用硼酸盐交联提高了粘度，降低了聚合物使用浓度和压裂液成本，破胶后留在缝内的残渣也相应减少。
(2)钛、锆交联剂：针对高温深井压裂，过渡金属交联剂得到发展，由于钛和锆化合物与氧官能团(顺式-OH)具有亲合力，有稳定的+4价氧化态以及低毒性，因而使用最普遍。
自20世纪70年代以来国外推出钛冻胶和锆冻胶等新的冻胶体系，以适应高温深部地层的压裂。国外高温地层普遍采用有机钛交联剂，包括正钛酸四异丙基酯、正钛酸双乳酸双异丙基酯、正钛酸双乙酰丙酮双异丙基酯等。较常用的正钛酸双三乙醇胺双异丙基酯的结构如下：
N CH 2CH 2OH O CH
2CH 2O CH 2CH 2H
CH 3 CH 3
CH | O |
O
| CH
CH 3 CH 3
H CH 2CH 2O CH 2CH 2O HOCH 2CH 2 N
交联机理：三乙醇胺钛酸异丙酯在碱性溶液中水解。生成的六羟基合钛酸根阴离子与非离子型聚糖中邻位顺式羟基络合形成三二醇络合物冻胶。
CH 2CH 2OH
CH 2CH 2OH
+
H 2 + 2N CH 2CH 2OH+2C 3H 7OH
2-
O Ti O C C O O C
三乙醇胺钛酸异丙酯中的三乙醇胺具有丰富的羟基，一方面提供了钛酸酯进行碱性水解生成钛酸根阴离子所需的碱性环境，另一方面三乙醇胺上的羟基干扰聚糖上的羟基与钛络合而使交联作用延缓。三乙醇胺钛酸酯是非离子型含半乳甘露聚糖植物胶良好的高温交联剂。
非离子型半乳甘露聚糖植物胶水溶液浓度0.4%~1%，三乙醇钛酸酯用量0.05%~0.1%，pH 值7~8。冻胶耐温150~180℃，井温超过150℃无需使用破胶剂，井温低于150℃，应适当降低钛酸酯用量。与硼配盐配合使用，选用延迟破胶剂破胶。
与硼砂相比，有机钛交联剂的优点是用量少，交联速度易控制，交联后冻胶高温剪切稳定性好，适用范围较宽。缺点是：价格昂贵，并且在使用中可能发生水解而降低活性。
无机钛交联剂，如：TiCl 4、TiOSO 4、Ti(SO 4)2、Ti 2(SO 4)2等既可在碱性条件下(pH 值为9~12)交联半乳-甘露糖或它的改性产物，又可在酸性条件下交联PAM 和HPAM ，生成粘弹性良好的冻胶。它的另一优点是破胶后残液可作为粘土防膨剂。
此外，为满足200℃左右地层压裂的需要而开发了有机锆交联剂。这种交联剂由四烷基锆酸酯与羟乙基三羟丙基乙烯二胺合成。其结构如下：
一般常用的无机锆是氧氯化锆Z r OCl 2。
锆冻胶压裂液具有高温下胶体稳定性好的特点，可用于200~210℃地层压裂。具有高粘度、低摩阻、无残渣、破胶残液有防粘土膨胀作用等优点。在酸性条件下作PAM 交联剂，破胶后可用为粘土防膨剂。在碱性条件下可与半乳-甘露糖交联，是优秀的高温深井压裂液新体系。
Ti 、Zr 化合物与聚合物之间形成的键具有好的稳定性，形成的冻胶压裂液对剪切敏感，高剪切可使过渡金属交联液不可逆降解。
(3)铝、锑交联剂
铝交联剂有明矾、铝乙酰丙酮、铝乳酸盐、铝醋酸盐等。为了活化铝交联剂，常添加无机酸或有机酸，将pH 值调到6以下。交联的压裂液在80℃以上仍很稳定。
有机锑交联剂，它与田菁胶交联形成非常粘的压裂液，对支撑物悬浮和携带能力好，压
裂液的pH值在3~5范围内，只适用于80℃以内油气层压裂。
常用的水基压裂液的交联剂见表3-11。表中HPAM为部分水解聚丙烯酰胺，GG为瓜胶，HPGAM为羟丙基半乳甘露聚糖，PV A为聚乙烯醇，PAM为聚丙烯酰胺。
因分子的刚性使分子热运动降低，以及对水解、氧化或其它可能发生的解聚反应的某些防护作用。
聚合物的交联虽然使液体的表观粘度增加了好几个数量级，但摩擦阻力增加不大。
从20世纪50年代末期至今，水基压裂液的交联剂大致经历了以下几个发展阶段：
20世纪50年代至20世纪70年代初，以无机硼(硼砂)为主要交联剂，硼交联压裂液所具有的优点：无毒、价廉、粘弹性好，能够泵入高温、深层储油层。但如果液体是在地面交联，并以高速进入管线和通过炮眼，仍然会发生严重的剪切降解。由于高剪切速率势必引起永久性的粘度损失。
20世纪70年代~20世纪80年代，国外开始使用有机金属交联剂(有机钛、锆)。有机钛、锆因具有延迟交联和提高压裂液抗温能力的特点，得以广泛应用。但在20世纪80年代末期至20世纪90年代初，也曾使用钛或锆作交联剂。交联的高温压裂液，使用温度达140℃以上，具备高温、延迟交联、低摩阻、性能稳定等优点。但钛冻胶不具备短时间内彻底破胶，降解的能力，导致严重的支撑裂缝导流能力伤害，压后返排能力比硼冻胶压裂液低。基于这一点，压裂液研究主要集中在有机硼高温延迟交联和低伤害压裂液上。
对采用延迟交联体系的重要性进行了大量的研究工作。最新的研究结果表明：延迟交联体系有利于交联剂的分散，产生更高的粘度并改善压裂液的温度稳定性。
延迟交联体系的另一优越性是由于管路中低粘度形成低的泵送摩阻。虽然交联凝胶可以泵入管路中，但一部分能量却用于剪切交联体使其返回成基液胶，此种粘度仅表现为较高的泵送摩阻。所以，采用延迟交联液可产生较高的井下最终粘度和更好的施工功率。总之，延迟交联体系优于普通交联体系。交联液与线型液比较，主要优点概括如下：
①采用同等用量的胶液，在裂缝中能达到更高的粘度；
②从液体滤失控制的观点看，该体系更有效；
③交联液具有较好的支撑剂传输性能；
④交联液具有较好的温度稳定性；
⑤交联液的单位聚合物经济效益好。
延迟硼交联速度有两条途径：一是采用延迟硼酸盐交联剂(有机硼)；二是利用pH值来控制硼酸盐的交联速度。
a.有机硼交联剂
合成原理：利用无机硼化合物与多羟基化合物进行络合反应，生成含硼有机络合物：反应式：
-
B(OH)4
硼酸盐
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
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。
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
关于水力压裂设备及技术的发展及应用
关于水力压裂设备及技术的发展及应用 【摘要】水力压裂技术经过了半个多世纪的发展，在设备和技术应用上都取得了较大的发展，在全球各地的石油开采中也发挥了关键性的作用，是目前仍在广泛应用的评价认识储层的一种重要方法，水力压裂技术也是油田煤矿等产业生产中确保安全、降低危险的重要技术。近年来，水力压裂的几部发展很快，在压裂设备材料上也有了较大突破，压裂技术在油田勘探开发应用中和其他行业的应用中的前景还是十分广阔的。 【关键词】水力压裂；发展现状；趋势 随着技术进步和应用范围的扩大，施工对压裂技术也提出了更高的要求，对压裂设备性能、压裂液等材料的要求也越来越高，不同地理环境下的压裂技术应用也有不同的需求，所以水力压裂设备和技术的研究也在不断进行，笔者在此对水力压裂技术的发展应用现状和今后的发展前景进行了展望，具体内容如下。 一、水力压裂设备技术的发展应用现状 （一）端部脱砂压裂技术 现代油气田勘探开发技术发展应用速度快，各种新技术工艺也都得到了综合运用，过去压裂设备和技术主要应用于低渗透油田，现在应用范围有了明显的扩大，在国内许多大型油田的中高渗透地层中不但应用了压裂设备和技术，且在技术上有了更大的突破。压裂技术应用于中高渗透地层时，实现短宽型的裂缝能够更好的控制油气层的开发，所以端部脱砂压裂技术应运而生，并在应用中取得了非常好的效果，近年来端部脱砂压裂技术在浅层、中深地层、高渗透以及松软地层都得到了应用，该技术的相关设备也在应用中得到了不断的改进。 （二）重复压裂技术 随着油田开发的不断深入，出现越来越多的失效井和产量下降的压裂井，二重复压裂技术正是针对该类油井改造和提高产量的有效技术措施。全球范围内各个国家对重复压裂设备和技术的研究都很重视，经过实践检验其应用效果也十分显著，重复压裂的成功率能够达到75%左右。在美国还有油田企业在应用重复压裂技术的同时还采用了先进的强制闭合技术和端部脱砂技术，取得了很好的经济效益。重复压裂技术设备能够用于改造低渗透和中渗透的油层，在直井、大斜度井以及水平井中都具有很高的应用效果，对提高产能具有很好的作用。 （三）高渗层防砂压裂技术 高渗层防砂压裂技术不但能够实现高渗透油藏的压裂，还能够同时完成充填防砂作业。传统的砾石充填防砂技术很容易造成对高渗透油层的破坏，导致导流能力下降，而高渗透防砂压裂技术是结合的端部脱砂技术，使裂缝中的支撑剂浓
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
第二节压裂液 一、教学目的 掌握各种压裂液的类型，了解压裂液的类型，学会计算压裂液的几种滤失系数，掌握压裂液的流变性。 二、教学重点、难点 教学重点 1、压裂液的类型 2、压裂液的流变性 教学难点 1、压裂液的滤失系数 三、教法说明 课堂讲授并辅助以多媒体课件展示相关的数据和图表 四、教学内容 本节主要介绍三个方面的问题： 一、压裂液类型 二、压裂液的滤失性 三、压裂液的流变性 概况： 在影响压裂成败的各种因素中，除了压裂设备外，重要的是压裂液及其性能。 压裂液的类型及其性能对能否造出一条足够尺寸的、具有高的FRCD的填砂裂缝有密切的关系（压裂液类型、滤失性、流变特性）。
压裂液是一个总称。在压裂施工过程中，注入井内的压裂液在不同施工阶段有着各自的任务，所起的作用是不同的，可分为： 1、前置液（加砂前的压裂液），其作用（功能）为： ①破裂地层 ②造成一定几何形态的裂缝，以便让其后的携砂液进入缝中（要 d←砂子直径） 求缝宽W≧(2～2.5)p ③延伸裂缝（使裂缝在长、宽、高三个方向上延伸） ④冷却地层与裂缝 通常前置液的用量占总液量的20%～40%。 2、携砂液（携带砂子的压裂液），其作用： ①携砂入缝，并在缝中保证布砂的要求，防止压开的裂缝闭合 ②延伸和扩展裂缝 ③冷却地层及裂缝 通常携砂液的用量更大，占总液量的60%～80%。 3、顶替液（把携砂液顶替入地层的压裂液），其作用： ①中间顶替液用来将携砂液送到预定位置 ②最后顶替液将井筒中的携砂液全部替入裂缝 ③也起延伸裂缝的作用 一般只用清水、溶性水就行了，顶替量为（1～2）倍油管体积。压裂液的性能要求： ①造缝能力强、滤失量少： 这是造长缝、宽缝的重要条件，压裂的造缝能力取决于压裂液的
压裂技术现状及发展趋势
压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。 （2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 （3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 （4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。 （5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术 2.1.1 区块开发压裂技术
压裂液,基本知识,对储层伤害的评价
酸性交联压裂液伤害性评价实验报告 1 压裂液基础知识 水力压裂是油气层改造与油井增产的重要方法，得到广泛的应用，对于油气的生产起着不可代替的作用。几十年来,国内外油田对压裂液技术方面进行了广泛的研究。该技术发展是越来越成熟，目前压裂液体系的发展更是日新月异，国内外均出现了天然植物胶冻胶压裂液、泡沫压裂液、酸基压裂液、乳化压裂液、油基压裂液、清洁压裂液等先进的压裂液进一步为油气的勘探开发和增储上做出了重大贡献。我们对一些国内外先进的压裂液体系做了一些介绍，并了解了国内外压裂液的发展方向和概况。同时为了更清楚地认识压裂液中各种化学添加剂性能优劣对地层伤的害性，对其伤害性的评价就显得十分重要和必要了。 1.1 压裂液在压裂施工中基本的作用： （1）使用水力劈尖作用形成裂缝并使之延伸； （2）沿裂缝输送并辅置压裂支撑剂； （3）压裂后液体能最大限度地破胶与反排，减少裂缝与地层的伤害，并使储集层中存在一定长度的高导流的支撑带。 1.2 理想压裂液应满足的性能要求： （1）良好的耐温耐剪切性能。在不同的储层温度、剪切速率与剪切时间下，压裂液保持有较高的黏度，以满足造缝与携砂性能的需要。 （2）滤失少。压裂液的滤失性能主要取决于压裂液的造壁滤失特性、黏度特性和压缩特性。在其中加入降滤失水剂将大大减少压裂液的滤失量。 （3）携砂能力强。压裂液的携砂能力主要取决于压裂液的黏度与弹性。压裂液只要有较高的黏度与弹性就可以悬浮与携带支撑剂进入裂缝前沿。并形成合理的砂体分布。 一般裂缝内压裂液的黏度保持在50~100mpa*s。
（4）低摩阻。压裂液在管道中的摩阻愈小在外泵压力一定的条件下用于造缝的有效马力就愈大。一般要求压裂液的降阻率在50%以上。 （5）配伍性。压裂液进入地层后与各种岩石矿物及流体接触，不应该发生不利于油气渗率的物理或化学反应。 （6）易破胶、低残渣。压裂液快速彻底破胶是加快压裂液反排，减少压裂液在地层中的滞留时间的必然要求。降低压裂液残渣是保持支撑裂缝高导流能力，降低支撑裂缝伤害的关键因素。 （7）易反排。影响压裂液反排的因素有：压裂液的密度、压裂液的表面、界面张力和压裂液破胶液黏度。 （8）货源广、便于配制与价格便宜。随着大型压裂的发展，压裂液的需求量很大，其是压裂成本构成的主要部分，所以压裂液的可操作性和经济可行性是影响压裂液选择和压裂施工的重要因素。 2国内外先进压裂液的发展趋势与研究概况： 目前国内外压裂液的研究趋势是开展具有低残渣或无残渣、易破胶、配伍性好、低成本、低伤害等特点压裂液配方体系的研究，减小压裂液对储层的伤害成为压裂液研究的热点。 2.1清洁压裂液 粘弹性表面活性剂压裂液（VES）是在盐水中添加表面活性剂形成的一种低粘阳离子胶凝液，又被称为清洁压裂液（clear FRAC）。它由长链脂肪酸衍生的季胺盐组成，在盐水中季胺盐分子形成蚯蚓状或杆状胶束，这些胶束类似于聚合物链，能够卷曲，形成一种粘弹性的流体，其粘度是通过表面活性剂杆状胶束的相互缠绕而形成的，这与瓜胶等植物胶压裂液的粘度形成机理不一样。植物胶压裂液不耐剪切，由于分子链的断开，剪切过程中植物胶的粘度会永久的丧失。而清洁压裂液胶束的形成和相互缠绕是表面活性剂分子之间和表面活性剂聚集体之间的行为，其变化的速率远远的大于流体的流动速率，表现为清洁压裂液的表观粘度不随时间而变化以及通过高剪切后体系的粘度又能够得到恢复。当压裂液暴露到烃液中或被地层水稀释时发生破胶，无需另外添加破胶剂。清洁压裂液中不含任何高聚物，它主要
中石油压裂液技术发展思考
【技术】中石油压裂液技术发展思考 文/程兴生卢拥军管保山王丽伟翟文明华 中石油勘探开发研究院廊坊分院 伴随着北美页岩气革命，储层改造技术正在引领全球非常规油气勘探开发的重大变革，已经成为与物探、钻井并列的三大关键工程技术。中石油60%～70%新增 储量为低渗特低渗透非常规油气资源，低渗特低透、深层高温、非常规和海洋石油等“难新”领域待开发利用。改造对象从常规储层到非常规储层，储层物性由高渗透到低渗透、超低渗，甚至为纳达西级致密储层；油藏类型由常规油气藏到致密气、致密油、页岩气、煤层气等；并伴有低压、异常高压、水敏、高温等特性，改造对象异常复杂。随着改造井数、层数、段数越来越多，储层改造呈现大排量、高泵压、大规模、工厂化作业的特点。上述变化对压裂液与储层、新工艺的适应性以及成本投入提出新的要求，有必要对中石油压裂液技术现状进行梳理，对未来发展进行思考和规划。 1 中石油压裂液技术与应用现状 压裂液的分类和命名目前没有统一的标准。按照稠化剂类型进行命名，可分为植物胶类压裂液、合成聚合物压裂液、表面活性剂压裂液、纤维素压裂液等。本文以稠化剂分类为主线，结合特色压裂液技术，介绍中石油压裂液技术及应用现状。 1.1 胍尔胶压裂液 胍尔胶压裂液是由胍尔胶原粉或其衍生物与硼或锆等交联形成的冻胶。胍尔胶原粉水不溶物含量较高18%～25%，改性后的胍尔胶不溶物2%～12%。原粉1%浓度 增黏能力187 mPa.s～351mPa.s，冻胶破胶后残渣含量高，质量分数为7%～10%。原粉在大庆油田高渗浅层有应用。胍尔胶衍生物包括羟丙基胍尔胶（HPG）、超级胍尔胶（SHPG）、羧甲基胍尔胶（CMG）、羧甲基羟丙基胍尔胶（CMHPG）等，
压裂液的研究进展调研报告
压裂液的研究进展调研报告 压裂已经广泛应用于增产当中, 压裂液的性能在作业中起到至关重要的作用。压裂液存在着破胶难，污染环境，污染储层，抗温抗盐性能差的问题。为此，在研究大量文献的基础上,回顾了压裂液技术的发展和现状,总结了适合不同地层条件的国内外压裂液新技术,以及现阶段存在的问题,展望了未来的发展方向。研究结果表明，目前仍是以聚合物增黏剂为主的水基体系，并且研究出了抗高温清洁压裂液，微束聚合物压裂液，无聚合物压裂液以及新型原油基压裂液等等。水基压裂液残液五步处理法，在现场应用效果明显，残渣，破胶性能，相容性，水锁伤害是储层伤害的主要原因。压裂液将主要朝着地层伤害小，抗温抗盐，地层适应性强，环境友好的方向发展。 压裂液的类型：水基压裂液、油基压裂液、酸基压裂液、泡沫压裂液。 压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来经历了巨大的演变。早期的压裂液是向汽油中添加足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液的黏度提出了更高的要求,开始采用瓜胶及其衍生物基压裂液。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性,研究出了高温油基压裂液。最初使用的压裂液是炼制油和原油，由于最初担心压裂液和含有非酸性水液的油气储层接触，可能产生不利影响，后来实验已经证明，用适当的添加剂（粘土控制物质，表面活性剂等），使用水基液能处理大部分油气储层，在一个已知储层的压裂液处
理中，最好是通过实验室地层岩心实验（或者一贯的现场结果）来确定水基压裂液的可用性。 水基压裂液体系及技术包括：非交联型黄原胶/魔芋胶水基冻胶压裂液技术、PAC阳离子聚合物压裂液体系、有机硼交联水基压裂液技术、哈利伯顿微束聚合物压裂液体系、高黏度水基压裂液、无聚合物压裂液体系、低凝胶硼酸压裂液、无固相压裂液、无破胶剂压裂液技术压裂液。 油基压裂液体系及技术：低渗、低压、水敏性油气藏储量占每年探明储量的1/3 而且有继续上升的趋势，有效合理地开发这部分油气藏对稳定增加油气产量意义重大。国内油基压裂液主要由原油、胶凝剂、交联剂、破胶剂等组成，其中胶凝剂是压裂液中关键组分，因为其结构中的烷基碳链分布与所选原油或柴油之间存在一定的对应关系，并且其性能直接影响到压裂液的质量。 油基压裂液交联机理：柴油为非极性物质，无活泼官能团，化学惰性大难以形成交联结构，所用成胶剂是低分子量的表面活性剂，本身不增加黏度，但可以在油中形成胶束成胶剂扩散进入初交联剂液滴内时其中所含的酸性磷酸酯溶解在滴中并被中和引起铝酸根离子浓度减小，铝离子浓度增大，在适当条件下形成铝离子的八面向心配价体，初成胶剂中所含的磷酸酯通过该配价体与铝离子形成桥架网状结构产物，与初成胶剂中的烷基磷酸酯形成长链大分子，使油的黏度大幅度升高。 酸基压裂液：用植物胶或纤维素稠化酸液得到稠化酸或非离
新型聚合物压裂液的研制及评价
文章编号:1000-2634(2004)04-0044-04 新型聚合物压裂液的研制及评价Ξ 蒋山泉,陈馥,张红静,胡星琪 (西南石油学院化学化工学院,四川南充637001) 摘要:采用AM和AMPS二元共聚,合成一种水溶聚合物P(AM/AMPS)的。对合成条件进行了分析,探讨了单体、温度、引发剂和反应时间等因素对聚合物特性粘数的影响,并在此基础上形成压裂液的配方。依据SY-5107-86标准,对压裂液进行室内性能评价。结果表明该聚合物压裂液耐温、耐盐、抗剪切性能良好。 关键词:AMPS;水溶液聚合;压裂液;添加剂; 中图分类号:TE357.46 文献标识码:A 引 言 用于水力压裂的压裂液性能对压裂起着重要作用,所以对压裂液的性能如增粘性、悬浮性、滤失性、摩阻损失、稳定性、地层伤害等方面均有严格的要求。作为提高压裂液的粘度的增稠剂是压裂液的主要成份。 长期以来人们对稠化剂的研究作了大量工作,从国内外常用的稠化剂有三种:(1)天然植物胶(淀粉)及其衍生物;(2)纤维素衍生物;(3)合成水溶性聚合物,它已成为国内外研究的热门方向。 常用的合成聚合物有聚丙烯酰胺、甲叉基聚丙烯酰胺等。与天然高分子材料相比,这些聚合物具有增稠能力强,破胶性能好,残渣少等特点。但聚丙烯酰胺亦存在较多缺点,不耐温,剪切安定性差,泵送时机械降解严重;对矿化水尤其是多价金属离子敏感,在多价金属离子存在的盐水中溶液粘度锐减。 为了克服上述缺点,近二十年来国内外广泛开展了聚丙烯酰胺的改性工作,并主要侧重于开发丙烯酰胺类共聚物,引进新的单体与丙烯酰胺共聚是聚丙烯酰胺改性重要而有效的途径,而改性单体中以AMPS因其优异的耐温、抗盐、耐剪切性能最为引人注目。 1 共聚物的合成 1.1 实验材料及设备 材料:聚丙烯酰胺(AM)工业品2Ο丙烯酰胺基Ο2Ο甲基丙磺酸(ΟAcrylamidoΟ2Οmethylpropanesulfonic Acid,AMPS)(优等品),日本 ; 过硫酸铵(分析纯);亚硫酸氢钠(化学纯); NaOH(分析纯);NaCl(分析纯);浓盐酸(36%～38%); 仪器:合成装置一套;乌氏粘度计;恒温玻璃水浴;ZNNΟD6型旋转粘度计。 1.2 实验步骤 将AMPS溶于水中,加入NaOH溶液调节p H 值,加入AM和AMPS置于恒温水浴中,通氮气20 min后封口,恒温放置一定时间在搅拌条件下反应。反应结束后得到一种粘稠的聚合物,用乙醇溶液洗涤,烘干后放入干燥器备用。 1.3 红外光谱分析 对共聚物的红外光谱分析可知,在3435.9 cm-1和1640.1cm-1处有酰胺基的特征吸收,在1187.9cm-1和1041.6cm-1处有—SO3-的特征吸收,在2929.9cm-1、2787.9cm-1、1454.7cm-1处有链烷基的特征吸收峰。分析结果表明:该共聚物 图1 聚合物红外光谱 第26卷 第4期 西南石油学院学报 Vol.26 No.4 2004年 8月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Aug 2004 Ξ收稿日期:2003-05-08 作者简介:蒋山泉(1969-),男(汉族),重庆市人,硕士,主要从事压裂液及添加剂研究。
非常规压裂液发展现状及展望_许春宝
非常规压裂液发展现状及展望 许春宝1，何春明 2 （1．中国石化西南油气田分公司装备管理处，成都610017； 2．西南石油大学研究生院“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室，成都610500）［摘 要］系统总结了国内外已经广泛应用的非常规压裂液体系，包括表面活性剂类压裂液 体系、醇类压裂液体系、二氧化碳类压裂液体系以及凝胶液化石油气类压裂液体系等；并对各种非常规压裂液的性能、储层类型以及现场应用进行了介绍。 ［关键词］非常规压裂液 储层 发展现状 现场应用 收稿日期：2012－03－29。 作者简介：工程师，从事工程设备材料管理与研究工作。 随着勘探开发的不断深入以及对能源需求的日益增加，非常规油气资源已成为当前勘探开发的新热点。非常规油气资源主要包括致密砂岩气、 煤层气以及页岩气（致密油）等［1］ 。 压裂改造是非常规油气资源勘探开发的最重要措施，但非常规油气藏与常规油气藏的储层特征存在巨大差异，非常规油气藏（如页岩气及致密砂岩气）岩心通常表现为水湿， 且储层原始条件下其含水饱和度往往远低于束缚水饱和度，这种情况下外界流体进入储层后会发生自吸现象，造成近井地带或近裂缝壁面区域发生水相圈闭伤害，严重影响储层流体的流动能力。 非常规油气藏压裂改造的思路以及对压裂改造工作液性能的要求与常规储层存在较大差异。由于非常规储层的物性很差，因此对压裂改造工作液性能提出了更高的要求，主要包括低伤害性、与储层良好的配伍性、良好的返排性等。依据储层对压裂液性能的要求， 国内外已开发出多种适合非常规储层压裂改造的非常规压裂液体系，包括表面活性剂类压裂液体系、醇类压裂液体系、二氧化碳类压裂液体系以及凝胶液化石油气类压裂液体系等。1表面活性剂类压裂液 1．1 黏弹性表面活性剂基压裂液早在1980s ，Nehmer ［2］ 就报道了表面活性剂 流体作为携砂液在砾石充填作业中的应用，表面活性剂流体在砾石充填领域的成功应用为其在压裂液领域的应用提供了依据。1997年，Samuel 等 ［3］ 成功研制了无聚合物水基压裂液（VES 压裂 液）， VES 压裂液以季铵类表面活性剂为主要成分， 加入反离子使表面活性剂分子缔合形成蠕虫状胶束， 赋予流体黏弹性具有较好的携砂性能。VES 压裂液体系不需外加化学破胶就能自动破胶， 破胶液表面张力很低，返排能力强，且压裂液残渣含量几乎为零；同时，体系含有大量阳离子表面活性剂能够有效地稳定黏土，压裂过程中较低的表皮效应和油层污染能有效提高油气井压裂改造后的产能 ［4－5］ 。 目前，作为VES 压裂液使用较多的表面活性剂包括：阳离子型表面活性剂、阴离子型表面活性剂、 两性离子表面活性剂、双子型表面活性剂（Gemini 表面活性剂）。VES 压裂液体系配制简单， 只需加入表面活性剂以及无机盐（反离子）或带不同电荷的表面活性剂， 就能形成具有黏弹性的流体。体系不需要加入杀菌剂，因为体系中加入的阳离子表面活性剂本身就具有杀菌的能力；体系也不用加助排剂，因为VES 压裂液体系本身就具有很低的表面张力以及界面张力；同时也不用加黏土稳定剂，因为体系含有大量无机盐类物质（如KCl ，NaCl 等）以及阳离子表面活性剂，具有很好的防止黏土膨胀和微粒运移的能力。 压裂液的携砂性能是保证压裂施工成功以及支撑剂在产层良好铺置的关键。2002年，Asadi 等 ［6］ 提出，零切黏度是压裂液携砂的关键参数， VES 压裂液具有很强的黏弹性，在低剪切速率下压裂液表现出一定的屈服应力，支撑剂沉降速率
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研制成功。用无机硼酸盐交联的香豆胶压裂液常用在30-60℃的地层，用有机硼交联的香豆胶可用于60-120℃的地层。90年代中期开发了一种GCL锆硼复合交联剂使耐受温度达到140℃[4]。从20世纪90年代以来，香豆胶已在大庆、吉林、玉门、塔里木、吐哈等各大油田得到了推广使用[5]。20世纪80年代，四川、华北油田研究并应用了魔芋胶压裂液。 1.1.2 纤维素压裂液 纤维素衍生物主要是纤维素醚，用于石油行业的是高取代度的纤维素醚，它以每年3%-5%的速度增长。其中CMC、HEC和HPMC应用最多，在我国，这三类衍生物的用量曾占10%左右[6]，CMC、HEC冻胶的热稳定性及滤失性能好，可用于140℃下井下施工，其主要问题是摩阻偏高，尚有待进一步改进。由于纤维素衍生物对盐敏感、热稳定性差，增稠能力不大，不如植物胶应用广泛。2010年李永明等[7]配制出了含纤维的超低浓度稠化剂压裂液，其稠化剂浓度为0.2%、BF-2纤维加量为0.7%，该压裂液携砂性能好，残渣量较少，储层损害小，现场应用取得成功，川孝270井用该压裂液对储层改造后获得天然气产量为
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
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展
国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展国外减阻水压裂液技术发展历程及研究进展 发布时间：2019-07-30 11:11 来源：特种油气藏 摘要：致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井 需要储层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻 压裂，即利用减阻... 致密页岩气储层具有低孔、低渗的特点，勘探开发难度较大，大多数页岩气井需要储 层改造才能获得比较理想的产量。目前，国外页岩气开发最主要的增产措施是减阻压裂， 即利用减阻水压裂液进行体积改造。减阻水压裂液体系是针对页岩气储层改造而发展起来 的一种新的压裂液体系。在美国、加拿大等国，减阻水压裂液的使用获得了显著的经济效 益并且已经取代了传统的凝胶压裂液而成为最受欢迎的压裂液。近年来，页岩气能源的 开采在中国受到越来越高的重视。作为页岩气体积改造的关键技术，减阻水压裂液在中国 具有广阔的应用前景。 一、减阻水压裂液发展历程 减阻水压裂液是指在清水中加入一定量支撑剂以及极少量的减阻剂、表面活性剂、黏 土稳定剂等添加剂的一种压裂液，又叫做滑溜水压裂液。减阻水最早在1950 年被引进用 于油气藏压裂中，但随着交联聚合物凝胶压裂液的出现很快淡出了人们的视线。在最近的 一二十年间，由于非常规油气藏的开采得到快速发展，减阻水再次被应用到压裂中并得到 发展。1997 年，Mitchell 能源公司首次将减阻水应用在Barnett 页岩气的压裂作业中并取得了很好的效果，此后，减阻水压裂在美国的压裂增产措施中逐渐得到了广泛应用，到2019 年减阻水压裂液的使用量已占美国压裂液使用总量的30%以上(表1) 。 表1 2019年美国油气田各类压裂液用量所占百分比 早期的减阻水中不含支撑剂，产生的裂缝导流能力较差，后来的现场应用及实验表明，添加了支撑剂的减阻水压裂效果明显好于不加支撑剂时的效果，支撑剂能够让裂缝在压裂 液返排后仍保持开启状态。目前在国外页岩气压裂施工中广泛使用的减阻水的成分以水 和支撑剂为主，总含量可达99%以上，其他添加剂(主要包括减阻剂、表面活性剂、黏土稳定剂、阻垢剂和杀菌剂) 的总含量在1%以下，尽管含量较低，这些添加剂却发挥着重要作用(表2) 。 表2 减阻水压裂液中的主要添加剂 二、减阻水压裂液技术研究进展 1、新型减阻水压裂液体系
压裂液处理
日处理50m3油井压裂返排液系统设计 摘要：本文主要是设计一压裂液反排处理系统，能够可移动地，灵活的处理单个油气井的压裂反排液，因此设计主要遵循占地少，效率高的原则。压裂液因众多添加剂的加入而具有高COD值，高稳定性，高粘度的特点，且可生物降解能力差，特别是一些不易净化的亲水性有机添加剂，难以从废水中去除。本设计先进行混凝隔油的预处理，以减少后续处理的负荷，然后再进行ASBR-SBR的生化处理。 关键词：压裂反排液，ASBR-SBR工艺，可移动系统 Day handles 50m oil well fracturing fluid system design ABSTRACT: This paper is mainly to design a fracturing fluid anti exhaust treatment system, moveable, flexible processing single fracturing reverse drainage, so the design follows the principle of less land occupation, high efficiency.Fracturing fluid with many additives and high COD value, high stability, high viscosity characteristics, and biodegradable ability is poor, particularly difficult to purify the hydrophilic organic additives, difficult to removal from waste water.The design of first coagulation grease pretreatment, to reduce subsequent processing load, then ASBR-SBR biochemical treatment. Key words: fracturing the liquid discharge, ASBR-SBR technology, mobile system 1 绪论 压裂作业中排出的残余压裂液中有胍胶，甲醛，石油类及其它各种添加剂，如果反排至地面不经过处理而外排，将会对周围环境，尤其是农作物及地表水系统造成污染。常用的化学、物理化学方法处理该废水，COD去除率不高，多步处理后仍然不能达标排放。经大量文献的查阅和分析，我确定了压裂反排液的处理方案，按本方案进行处理后，可使废水的达标排放，能极大地减轻外排废水的影响。 2 压裂液的水质水量 本次设计的处理水量为50 m3/d，按稳态流动设计。设计时主要考虑COD，悬浮固体及油类物质的去除。该废水的水质参数见下表。 表2-1 压裂废水的水质参数 项目PH 油类SS COD BOD 原始值7.3 45 250 10000 2800 标准值6~9 10 150 120 30 注：标准为《中华人民共和国国家标准污水综合排放标准》二级
浅谈压裂液技术的现状和发展前景 解海邦
浅谈压裂液技术的现状和发展前景解海邦 摘要：本文分析了我国现阶段压裂液技术的现状，同时提出关键压裂液技术的 发展前景，从压裂液可控的成本造价使其发展的目标，而大规模生产作业提升其 压裂液对于高矿化度水适应能力。 关键词：压裂液技术；发展现状；技术前景 前言 随着我们油田开发进程的不断加快，为了增加油井的产量，在很多油井都需 要进行压裂作业。压裂液从首次油气井增产压裂应用到如今，压裂液组成成分发 生了很大的变化，前期的压裂液是只是单纯的在汽油中添加具有流动性的可以延 伸到裂缝中的液体，后期随着开采难度的增加和工艺设备的进步，单一的油基压 裂液已经不能满足高效增产的目的，为了满足高温储层的施工要求和热稳定性相 继研究出水基压裂液和泡沫压裂液，近几年开始朝着低伤害、低成本和低残渣的 可持续发展的方向努力，压裂液添加剂种类开始增多，研究发现新型压裂液近几 年所占的比例已经开始慢慢取代着原有的油基压裂液市场使用比例。压裂液是在 压裂施工中经常使用的工作液，它是由多种添加剂按着一定的配合比调制成的不 均质不稳定的化学体系。压裂液的承托支撑剂，将其传递到裂缝指定位置，压裂 液必须具有很好的悬浮能力和携带压裂砂的能力，另外压裂液应具有很好的反排 和破胶能力，在增产的同时可以很好的减少残渣存留。在压裂作业中压裂液是必 不可少的一项关键技术。 一、压裂液技术的现状 对于现行应用中的压裂液名称与分类尚未进行标准的统一，而按照相应的稠 化剂方式进行命名可以视为，胍尔胶压裂液、香豆胶压裂液、聚合物合成压裂液，本文结合目前我国在其特色压裂液技术上的发展现状进行分析。 1、胍尔胶压裂液 胍尔胶原粉在与锆硼等元素进行交联时产生的冻胶是胍尔胶压裂液，而胍尔 胶原粉中对于不同水物质的含溶量较高，目前技术已经可以达到17.65%到 27.68%，而经过技术改进的不溶物在胍尔胶中的含量，也能够提升至12.65%以上。但原粉在其2.67%的浓度中，其增黏力度仅为127-169mPa?s，那么必然产生其破 胶过程的冻胶残渣含量的提升，从而导致质量分数下降到6.59%左右。在进行原 粉应用的过程中体现出高渗浅层的特征，其中胍尔胶衍生物得到充分发挥，包含 了CMHPG羟丙基羧甲基胍尔胶、CMG羧甲基胍尔胶、SHPG超级胍尔胶、以及HPG羟丙基胍尔胶等。 2、香豆胶压裂液 国产稠化剂中以香豆胶为代表，在机芯天然植物胶的提取过程中从香豆种子 中萃取相应的物质，构成应用为半乳甘露聚糖的结构。当其浓度降低到2%以下时，对于增黏能力而言表现出较大的差异化，从167.28mPa?s到327.55mPa?s中 均有体现，但是对香豆胶进行水不溶物的原粉测定时，也发现其含量并不高于16.75%，那么必然产生较高的摩阻低与水溶性特点，从而生成耐温高的特征，其 产生稳定温度的压裂液能够保持169℃而不产生过度浮动。在多个油田对其进行 实验时，发现其最大加砂能力可有效提升至69.55m3而且在平均砂比含量的提升 中达到了36.76的比重，那么对于返排率的观察也能够控制在75.69%的有效范围内。其技术能力较高的香豆胶与胍尔胶旗鼓相当，但是由于出自种子提取技术的 配合，同时受到加工水平和种子质量的双重制约，那么在诸多因素的考量下，对