高矿化度压裂液体系研究及室内评价

李婧，曹欣，樊炜，李大维

高矿化度压裂液体系研究及室内评价

李婧1，2，曹欣2，樊炜2，李大维2

（1. 西安石油大学 石油工程学院，陕西 西安 710065； 2. 川庆钻探长庆井下技术作业公司， 陕西 西安 710021）

针对压裂酸化返排液等高矿化度水质，重复配液存在的不足及问题，研究开发出一种高矿化度压裂液体系，通过室内实验表明，返排液矿化度140 000 mg/L左右时，压裂液耐温性能仍可达到110 ℃，该体系在对现场返排液经过简单除杂处理后可进行回收利用，能有效的解决返排液处理问题。

高矿化度; 胍胶; 压裂液; 返排液; 重复利用

压裂酸化返排液矿化度多变、离子含量复杂，前期试验的多项技术在针对返排液配压裂液时均没有好的处理办法[1]，即便采用深度水处理，也因为技术和成本费用问题而无法得到有效解决[2]。尤其是针对下古碳酸岩酸化及上古砂岩压裂后进行合排的高矿化返排液，更是缺乏有效的处理方式，因为返排液中不仅高矿化度，而且高硬度，靠现有的技术无法解决问题[3]。

针对压裂返排液处理回用存在困难及问题，如何将压裂返排液的不落地处理开展了大量的工作，经过大量研究开发了一种可利用产出水、酸化返排液、压裂返排液、海水等高矿化度、高硬度盐水配制交联胍胶压裂液的技术，该技术对盐水（如压裂返排液）的处理简单:仅需除油、除去固体悬浮物，而不需除去高价离子（如Na+、Ca2+、Mg2+）即可配置压裂液，相对于淡水，采用高矿化度水配制压裂液不需添加氯化钾或阳离子的粘土稳定剂，节约了化学添加剂与成本。

1 返排液重复配制胍胶压裂液的难点

1.1 主要影响因素

压裂返排液中主要含有破胶不彻底的增稠剂(羟丙基瓜尔胶)、交联剂、无机盐（主要是氯化钠、氯化镁、氯化钙）、各种添加剂（主要是各类有机物）及大量的有害细菌。这些也是返排液回收再利用的难点[4]。

（1）交联剂：返排液中残余交联剂如果处理不当，在利用返排液重配压裂液时，一方面会抑制胍胶的溶胀，造成胍胶增粘不彻底、甚至完全不增粘而沉淀失效；另一方面，会导致已经增粘的胍胶发生局部交联反应而影响压裂液的性能。

（2）无机盐中的钙、镁离子：返排液中的钙、镁主要来源于含有钙镁的地层水，以及经压裂液进入地层溶解的钙镁无机盐。由于胍胶交联压裂液为碱性，钙镁离子在碱性下极易产生沉淀，如果不进行有效的处理，在重新配制压裂液后，如果不能保证钙镁离子的稳定性，钙镁在进入地层产生沉淀将会对导流裂缝及地层微孔等产生不同程度的堵塞，影响压裂改造效果[5]。

（3）有害细菌：会对胍胶产生降解甚至快速失粘失效。

（4）固相物质:固相物质也会对导流裂缝及地层微孔等产生不同程度的堵塞，影响压裂改造效果。

返排液中添加剂种类繁多、净化处理复杂效率低，若采用合理的技术手段，是可以将返排液中的水及可用的残余添加剂加以回收和重复利用、并用于重新配制胍胶交联压裂液的[6]。

1.2 主要解决手段

（1）交联剂及钙、镁离子的影响：采用分段交联、缓冲性低碱度及强络合交联技术。使交联剂在不同的温度下会逐步水解。随着温度增加不断参与交联反应，从而抵消温度升高而导致的原有交联的减弱，以提高交联体系的耐温性能。同时再分解过程中与钙、镁及其它多价离子形成强有力的络合物，阻止钙镁在弱碱性的交联环境及高温下产生沉淀反应，既能防止钙镁对地层产生二次伤害，又能有效利用钙镁离子对粘土膨胀水化的抵制作用，变废为宝。

（2）有害细菌：选用综合杀菌性能强的杀菌剂，对腐殖菌及厌氧菌实现有效灭杀，保证重复配制的压裂液较长时间内不降粘。

（3）固相物质：通过利用处理设备对返排液中的固相物质、机械杂质实现有效分离。

2 压裂液主要性能试验

基液配方：返排液+CJ2-6（羟丙基胍胶）+TGF-1（助排剂）+COP-2（粘土稳定剂）+XYW-1（耐温剂）+XYSJ-3(杀菌剂)

交联剂：XYJL-5

2.1 不同矿化度耐温性能

使用NaCl、CaCl2、MgCl2配制不同矿化度盐水溶液，调节溶液pH至6.5～7.0，按配方配制胍胶基液，测定不同矿化度的交联冻胶耐温性能。清水配制压裂液，体系耐温113.78 ℃。标准盐水配制压裂液，体系耐温120.34 ℃。硬度20 000 mg/L (矿化度120 000 mg/L)盐水配制压裂液，耐温112.73 ℃。硬度40 000 mg/L (矿化度140 000 mg/L)盐水配制压裂液，耐温110.58 ℃（图1）。

图1 不同矿化度压裂液耐温性能

2.2 高矿化度下多次破胶再交联性能

使用矿化度120 000 mg/L (硬度20 000 mg/L)盐水配制0.45%胍胶压裂液，多次破胶后再交联测试耐温性能，测定连续3次破胶对体系耐温、其他性能的影响(图2，表1)。

图2 矿化度120 000 mg/L下多次破胶再交联耐温性能

表1 高矿化度下多次破胶再交联性能对比

压裂液耐温112.85 ℃，一次破胶液再交联耐温105.15 ℃，二次破胶液再交联耐温101.72 ℃，三次破胶液再交联耐温99.65 ℃。体系多次破胶后再交联性能良好，可实现重复利用。

3 现场返排液配制压裂液性能评价

3.1 返排液水质分析

取苏东XX井酸化压裂合排返排液，进行水质分析，数据见表2。

表2 苏东XX井酸化压裂合排返排液水质分析

3.2 配液水（返排液）与体系添加剂配伍性

按上述配方依次向100 mL配液水中加入除CJ2-6外的各添加剂和0.012%的过硫酸铵，于95 ℃和20 ℃下静置4 h，结果见表3。

表3 苏东XX井酸化压裂合排返排液与体系添加剂配伍性

3.3 配液水（返排液）配制压裂液耐温、流变性

使用苏东XX井返排液配制压裂液，耐温性能：压裂液体系129.27 ℃，流变性能：压裂液体系100 ℃下剪切90 min粘度保持在50 mPa·s（图3-4）。

图3 苏东XX返排液交联耐温曲线

3.4 配液水（返排液）配制压裂液破胶性能

95 ℃下该压裂液冻胶的破胶液粘度，结果表明过硫酸铵加量在0.008%～0.012%时，120 min内破胶液粘度可小于5 mPa·s，见表4。

图4 苏东XX返排液交联流变曲线

表4 苏东XX井酸化压裂合排返排液冻胶破胶时间

取上述粘度小于5 mPa·s的破胶液采用离心法评价了破胶液的粘土防膨性能、表界面张力性能，结果见表5。

表5 苏东XX井酸化压裂合排返排液破胶液性能

3.5 返排液二次破胶交联耐温性能

苏东XX井返排液配制0.45%胍胶压裂液，破胶后再交联测试耐温性能。返排液交联耐温129.27 ℃，二次破胶后再交联耐温126.61 ℃。

3.6 杀菌剂性能试验

苏东XX井返排液，用XYSJ-3杀菌剂试验0.45% CJ2-6的防腐性能，结果见表6，图5。

表6 30 ℃下的防腐性能

图5 苏东XX返排液2次交联耐温曲线

4 结论

（1）该体系在高硬度高矿化度（硬度40 000 mg/L、矿化度140 000 mg/L）下配液性能良好；

（2） 该体系可多次重复利用，解决废液处理问题；

（3）该体系与地层流体配伍性良好；

（4）该体系不增加额外的处理成本，有良好的经济效益。

该技术对返排液的处理要求简单，仅需除油、除去固体悬浮物，即可用于压裂液的配制，能有效解决压裂返排液不落地处理的难题，室内评价效果良好。

［1］肖杰，马超，张鑫. 一种新型的清洁抗高温聚合物压裂液研究［J］.当代化工，2016, 45 (12): 2775-2778.

［2］袁长忠, 潘永强, 杜春安. 胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质标准［J］. 钻井液与完井液，2016, 33（5）.

［3］何明舫, 来轩昂, 李宁军, 等. 苏里格气田压裂返排液回收处理方法［J］. 天然气工业, 2015, 35 (8): 114-119.

［4］王彬. 硼交联羟丙基瓜尔胶压裂液回收再用可行性研究［J］. 化工管理, 2014 (29): 223-223.

［5］何乐, 王世彬, 郭建春, 等. 高矿化度水基压裂液技术研究进展［J］.油田化学, 2015, 32 (4): 621-627.

［6］高虹, 张雪婷, 房殿军, 等. 吉林油田可重复利用压裂液体系研究［J］. 油气田环境保护, 2017, 27 (1): 32-34.

Research and Laboratory Evaluation of Fracturing Fluid System With High Salinity

1,2,2,2,2

（1. Xi'an Shiyou University, Shaanxi Xi'an 710065，China； 2. CCDC Changqing Downhole Technology Company, Shaanxi Xi'an 710021，China）

In view of problems of reusing high salinity water, such as fracturing/acidizing flowback fluid, a new kind of fracturing fluid system was developed.Laboratory experiments showed that, when the salinity of fracturing waste fluid was 140 000 mg/L, the temperature resistance of the fracturing fluid still reached to 110 ℃.The system can be used for recycling the waste liquid in the field after removing impurity, and can effectively solve the problem of flowback fluid pre-treatment。

High salinity；Guar gum；Fracturing fluid；Flowback water；Reutilization recycling

TE 357

A

1671-0460（2017）10-2142-03

2017-04-28

李婧（1985-），女，陕西省宝鸡市人，工程师，2008年毕业于西安石油大学应用化学专业，研究方向：从事压裂液、酸液技术研究工作。E-mail：lijing100@cnpc.com.cn。