防冻压裂液的研究及在苏里格地区的应用

2013-03-06王晓明陈宗利曾科

石油天然气学报 2013年9期

王晓明，陈宗利，曾科

黄磊光，郭广军，郭付君（中国石油长城钻探工程有限公司压裂公司，辽宁盘锦124107）

压裂工艺是苏里格地区低渗超低渗气藏开发的主要技术手段。但是苏里格地区冬季天气寒冷，平均气温－10～－15℃，最低甚至可达－30℃，加之配制完成的压裂液在液罐中处于静置状态，压裂液极易受冻结冰，冰层厚度甚至超过20cm。压裂液结冰后容易造成冻堵，增加施工危险系数，同时还会增加压裂液的配液 “富余量”，浪费大量的压裂液；尤其对苏里格气田的大型水平井压裂来说，其所需液量大，配液耗时久，压裂液结冰堵死阀门，会导致水平井无法进行压裂施工。目前，解决上述问题的物理方法有：①给液罐加保温层，给大罐包裹上防寒材料，如岩棉、超细玻璃棉、聚氨酯发泡瓦块等，这种措施能够起到一定的耐寒保温作用，但由于大罐内配制好的压裂液处于非流动状态，耐寒能力有限，而且大罐外包裹防寒材料会在吊装运输环节出现损坏。②给压裂液加热，主要有电加热和蒸汽加热［1］。但是苏里格地区井场没有铺设电网，使用发电机发电成本太高且不能保证生产，液罐也不具备电加热装置；蒸汽加热主要采用锅炉车加热，只能保证小液量直井的压裂施工，且需要对液罐进行改造，添加加热管。上述物理方法都有其局限性，不能大规模应用。为了能有效地解决上述问题，对压裂液配方进行了优化，主要是在降低压裂液的凝固点和减缓压裂液结冰速度方面进行研究，使之成为适合在冬季使用的防冻压裂液。

1 防冻剂的筛选

1．1 防冻剂对水溶液凝固点影响

研究表明，醇类和无机盐的加入，能有效降低压裂液的凝固点。在压裂液中加入大量醇，可以显著降低压裂液凝固点或者具有类似于醇基压裂液的性能［2］。常用的醇类防冻剂有甲醇、乙醇、乙二醇及丙三醇［3，4］，4种醇类防冻剂水溶液的凝固点见图1。溶液中随着醇体积分数增加，凝固点降低；当体积分数达到临界值后，随体积分数增加凝固点升高。在同等条件下，甲醇溶液防冻效果优于其他3种醇溶液。

防冻剂的加入，可以降低水溶液的凝固点，它是水溶液的一种依数性［5］，能使溶液中溶剂的蒸汽压下降、凝固点降低、沸点升高，只与溶液中溶质的量有关，与溶质的本性无关。通过这种原理降低溶液凝固点并减缓结冰速度。

如图2所示，随着YWJ－1和YWJ－2无机盐防冻剂质量分数的增加，凝固点降低的程度越大，抗冻效果越好，都可以作为防冻剂来使用。2种无机盐防冻剂加入的质量分数达到20%左右时，水溶液的凝固点都能达到－20℃；但YWJ－1加入的质量分数达到23%以上时，抗冻效果变差，也就是说YWJ－1质量分数越大，防冻效果不一定越好。此外，在质量分数低于17%时，相同质量分数水溶液YWJ－1的凝固点低于YWJ－2。

图1 4种醇溶液的凝固点

图2 2种无机盐水溶液的凝固点

综上所述，从机理上考虑使用醇类和无机盐水溶液作为压裂液防冻剂是可行的。为了进一步研究防冻剂与压裂液的配伍性，对防冻剂进行试验筛选。

1．2 防冻剂对压裂液冻胶的影响

在压裂液中加入不同防冻剂后，形成的冻胶结果如表1所示。

表1 加入防冻剂后的冻胶状态

根据表1可知，甲醇和YWJ－1都能作为防冻剂使用，它们对压裂液冻胶性能几乎没有影响，相同加入量时，YWJ－1水溶液凝固点低于甲醇溶液的凝固点。

1．3 防冻剂的安全性能测试

甲醇溶液易燃烧，考虑到甲醇运输过程中存在安全隐患及现场压裂作业的安全性，室内进行甲醇水溶液点火试验，结果如表2所示。

结果表明，甲醇有毒，饱和蒸汽压低，极易挥发，质量浓度越高挥发越快，其水溶液闪点低，容易造成闪爆起火，存在作业风险。从压裂施工的安全性和环保要

求考虑，不建议采用甲醇作为防冻剂。而YWJ－1属于无机盐类化学品，无毒易溶于水，且其水溶液安全性能好，比甲醇安全环保，现场配制过程中无安全隐患，运输方便，货源广，成本比甲醇低；且YWJ－1溶解度随着温度变化影响小，易于溶解，在0℃时溶解度为35．7g，在100℃时溶解度为39．2g，不会因为温度的降低而结晶。综上所述，YWJ－1是良好的防冻剂。

表2 甲醇水溶液及YWJ－1溶液点火试验结果

2 防冻压裂液的评价

2．1 防冻压裂液的组成

100ml清水＋0．6g羟丙基瓜尔胶＋0．3g防膨剂＋0．5g助排剂＋0．1g温度稳定剂＋0．5g起泡剂＋1．0g黏土稳定剂＋0．1g杀菌剂＋0．1g pH 值调节剂1＋0．02g pH 值调节剂2＋5．0g防冻剂 YWJ－1＋0．3g交联剂A＋0．022g交联剂B＋0．02g破胶剂＋0．022g胶囊。

2．2 防冻压裂液抗冻性能

根据苏里格地区冬季施工的气温，设定试验温度为－10～－15℃，在该温度范围下分别测定防冻压裂液及普通压裂液的结冰情况，结果如表3所示。由上述可知，防冻压裂液在－10～－15℃时抗冻效果良好，能有效减少冰层厚度，减缓压裂液结冰速度，能满足冬季低温条件下压裂施工的需求。

表3 压裂液抗冻情况表

2．3 防冻压裂液流变性能

采用德国的HAKKE MARSⅢ流变仪考察防冻剂对压裂液流变性能的影响。比较了普通压裂液与防冻压裂液的流变性能。2种压裂液在试验温度为120℃的条件下，以170s－1连续剪切120min的流变曲线如图3所示。

模拟底层温度的升温速度3℃／min，直到升温至储层温度120℃。如图3所示，120℃，170s－1连续

剪切120min后防冻压裂液黏度为165mPa·s；普通压裂液在相同条件下黏度为159mPa·s。可见防冻剂YWJ－1的加入对压裂液的流变性能几乎没有影响，可以满足现场压裂施工的需求。

图3 2种压裂液的流变曲线

2．4 防冻压裂液破胶性能

对普通压裂液和防冻压裂液进行了破胶试验。分别取普通压裂液基液和防冻压裂液基液各100ml，先加入适量的破胶剂APS，然后加入300mg／L的交联剂，形成冻胶后在95℃的恒温水浴中进行破胶，记录时间在4h后彻底破胶，破胶液清澈，用毛细黏度计和自动表界面张力仪对破胶液进行测定，结果见表4。

表4 破胶液性能测试结果

结果表明，普通压裂液比防冻压裂液破胶容易一些，但是防冻压裂液彻底破胶后黏度更低。整体上看，防冻剂的加入对破胶性能影响不大，可以满足施工需求。

2．5 破胶液的岩心伤害评价

采用苏53块某井岩心按常规方法（SY 5336—2006）做岩心渗透率伤害评价试验，结果见表5。压裂液通用技术标准（SY／T 6376—2008）要求岩心基质渗透率损害小于30%，由表5可知，防冻压裂液体系破胶液对岩心平均伤害率为25．12%，满足标准要求。

表5 防冻压裂液破胶液对岩心的伤害

防冻压裂液具有凝固点低、结冰速度慢、破胶彻底、破胶液黏度低等优点，能满足在冬季寒冷的气候条件下安全压裂施工的要求。

3 防冻压裂液的现场应用及经济效益

3．1 现场应用

防冻压裂液现场不需要增加新的压裂设备，只需要在压裂液配制过程中添加防冻剂即可，操作简单、方便，2012年已经在苏里格气田成功应用6井次（施工参数统计见表6）。

表6 防冻压裂液现场试验井参数统计表

苏53－78－14H井现场施工中防冻压裂液体现出了良好的抗冻性能，现场最低温度达到－18℃，但在防冻剂的 “降低凝固点”和 “减缓结冰速度”的双重作用下，压裂液在配制完成50h后没有结冰，仅在液罐的上表面出现一层薄薄絮状物。该井压裂井段3551．0～4751．0m，垂深3352．0m，一共配制压裂液3790m3，施工过程中加砂顺利，累计砂量420m3，平均砂比19．2%～23．8%，排量3．5～4．0m3／min。该井共压裂施工8段，压力平稳，表明防冻压裂液适合苏里格地区气井的压裂改造。

3．2 经济效益

2012年冬季防冻压裂液在苏里格地区施工的6口井，压前均为新井无产能，压后增产效果良好（产量见表6），单井最高产量达14．6×104m3／d。从2013年1月到5月6口井累计产气488．9×108m3，获得了良好的经济效益。冬季施工过程中，普通压裂液因结冰而造成压裂液大量浪费，但使用防冻压裂液能杜绝这种不必要的浪费，降低压裂成本。相比普通压裂液，使用每百立方米防冻压裂液可节省压裂液量6．35m3，6口井使用防冻压裂液累计节约液量867m3，节约成本39．3万元。

防冻压裂液在苏里格地区的应用，解决了冬季水平井不能施工的技术难题，有效地缩短了冬休时间，为苏里格气田的增产稳产提供了重要的技术支持，获得了良好的社会效应。