海上油田高效施工的压裂液体系及配套工艺

张宸

摘要：针对海上油田压裂液体系及工艺现状，开展高效压裂液体系研发及配套工艺研究，形成了高效海水基压裂液体系配方。该配方添加剂种类少，仅由稠化剂、交联剂、破胶剂组成；稠化剂速溶时间小于30 s，耐盐性大于40 000 mg/L，可通过加量的调节实现压裂液体系功能的改变。施工无须连续混配撬及缓冲液罐，简化了施工流程，降低了占地面积，节省了平台空间，可有效加大海上平台压裂规模，提高施工效率。

关键词：海上油田；连续混配；高效压裂液；简化工艺

中图分类号：TE357文献标识码：A文章编号：1003-5168（2021）35-0114-03

Fracturing Fluid System and Supporting Technology for Efficient Construction in Offshore Oilfields

ZHANG Chen（Engineering Technology Branch of CNOOC Energy Development Co.， Ltd.， Tianjin 300452）

Abstract： In view of the current situation of fracturing fluid system and technology in offshore oilfields， this paper car？ ries out research and development of high-efficiency fracturing fluid system and supporting process research， and forms a formulation of high-efficiency seawater-based fracturing fluid system. Instant solution time of thickener is less than 30s， salt tolerance is more than 40000mg/L， and the function of fracturing fluid system can be changed by adjusting the dosage. The construction does not require continuous mixing skids and buffer tanks， which simplifies the construction process， reduces the floor space， saves the platform space， and can effectively increase the fracturing scale and construction efficiency of the offshore platform.

Keywords： offshore oil field；continuous mixing；high-efficiency fracturing fluid；simplified process

我國海上油气储量丰富，中高渗透储层占比超过90%。但随着开发程度的加深，出砂等堵塞情况对产能的影响日益严重，酸化、酸洗等解堵措施无法满足增产要求。近年来，水力压裂技术开始逐步在海上油田推广。目前应用较多的是过筛管压裂，大规模压裂技术正在发展[1-2]，适用的压裂液体系和配套工艺也逐步推广。

近年来，压裂技术开始向大规模转型，陆地油田多级压裂单井液量超过10 000 m3。而海上实施水力压裂技术的规模受平台空间和承重的限制。要解决海上压裂施工的后勤保障和规模限制，有效降低海上压裂施工风险和成本，最有效的方法就是通过连续混配装置联用开展在线施工。近年来，已逐渐形成适用的海水基压裂液体系及连续混配工艺，压裂液体系和工艺也在不断地完善。

1海水基压裂液体系及连续混配工艺

目前海上油田压裂施工中，采用最多的工艺手段是过筛管压裂，采用海水配制压裂液并通过连续混配工艺可以在平台空间有限的条件下增加施工规模，目前已形成多套适用不同储层条件的压裂液体系，均可满足连续混配要求。

1.1海水基速溶植物胶压裂液

渤海油田主力开发层位温度范围为50～80℃，施工过程中连续混配撬内配制的基液进入缓冲罐后，一般在15～30 min内进入混砂撬。为采用海水进行施工，压裂液体系应具有5～10 min内速溶、耐盐性大于30 000 mg/L、耐温为80℃等特点。按照行业标准，通过大量实验进行配方研发及优化，具体配方如下：0.35%速溶抗盐植物胶+0.3%抗盐高效助排剂+0.5%抗盐黏土稳定剂+0.4%离子稳定剂+0.3%抗盐破乳剂+0.3%强交联抗盐交联剂+0.1%破胶剂。

1.2连续混配工艺

连续混配工艺将提前配液再施工的方式简化为边配液边施工，从而有效提高压裂施工效率[6-7]。工艺流程为海水经过过滤装置，提升至海水罐内，海水经过连续混配撬加入稠化剂及其他添加剂配制成基液进入缓冲罐，缓冲罐内液体进入混砂撬加入交联剂、破胶剂，再进入储层。整个工艺流程顺畅、连续，大大简化了施工过程。

1.3现场应用

WC-X井为一口单层的生产油井，出砂严重，常规解堵手段对其均无明显效果。采用连续混配的施工工艺及海水基胍胶压裂液体系，泵注液体总量为550 m3，支撑剂为75 m3，形成裂缝形态与设计基本一致，施工顺利，海上连续混配压裂应用取得成功。近年来，过筛管压裂技术在渤海油田进入推广阶段，目前已采用海水基胍胶压裂体系与连续混配工艺完成十余口的压裂施工，效果良好。

2新型高效海水基压裂液体系及配套工艺

前期采用的速溶型胍胶体系经过十余井次的现场应用，取得了较好的效果。但体系添加剂种类繁多，需配套连续混配撬及缓冲液罐，采用复杂压裂工艺的情况下还需准备滑溜水体系，极大降低了海上平台利用效率。因此，研发一种添加剂种类少的高效压裂液体系，减少添加剂种类，无须混配撬及缓冲液罐，对于海上平台高效压裂施工意义重大。

2.1高效压裂液体系

为提高海上平台空间利用率，增加施工效率，高效压裂液体系应具备如下特点：①添加剂功能具备复合能力，一剂多效，减少添加剂种类；②一体化功能转换能力，根据加量可实现滑溜水、线性胶、冻胶功能；③速溶性，溶解时间远远低于连续混配要求时间；④耐盐性强，采用平台下方抽取海水配制压裂液，性能不受影响；⑤性能符合压裂液行业标准性能要求。

2.1.1添加剂类型。压裂液配方中最主要的组分为稠化剂、交联剂和破胶剂。其中稠化剂通常为聚合物，通过聚合物分子与水分子缔合，在溶液中展开延伸，形成溶胀线性体，达到增稠降黏的效果；交联剂与稠化剂分子间支链反应形成连接，每个聚合物分子都存在多处连接，从而交联后体系呈冻胶状，降低支撑剂沉降速度，减少体系在储层中的滤失；破胶剂具有氧化性，通将稠化剂的聚合物大分子氧化分解成小分子碎片，从而降低液体黏度，使压裂液携砂后，在关井时间内破胶并顺利返排，不影响储层开发。

助排剂、黏土稳定剂的作用为提高压裂液体系性能、降低储层伤害、增加返排能力。为降低添加剂种类，研发了具有助排性能、黏土稳定性能、降阻性能、增黏性能的复配稠化剂单剂YTC，采用超分子聚集的中低分子量、窄分布的线性聚合物分子结构，同时加入抗盐单体，在低加量下具有提高黏度、降低表界面张力、提高降阻率的特点。研发了中性交联的交联剂ZJL，在PH6-8条件下交联强度最高，满足体系携砂性能。破胶剂采用聚合物破胶剂HPJ，延迟破胶，防止提前破胶导致携砂能力减弱。经过研发，体系添加剂调整为3种，大大减少了添加剂种类，配方组成为：YTC稠化剂+ZJL交联剂+HPJ破胶剂。

2.1.2多功能稠化剂。基液黏度是评价压裂液体系性能的重要参数，滑溜水黏度小于20 mPa·s，线性胶黏度为20～30 mPa·s，配制冻胶的基液黏度大于30 mPa·s。在体积压裂工艺中，通常采用降阻剂配制滑溜水，低砂比大液量携砂。若采用高砂比，需准备胍胶压裂液体系，极大地增加了准备时间，降低了施工效率。

YTC稠化剂根据加量不同，低加量下可形成滑溜水，中加量下形成线性胶，高加量下加入交联剂可形成冻胶，一剂多能，通过调节加量实现液体性能的在线实时转换，大幅度提高了施工效率。

2.1.3速溶能力。连续混配工艺通常采用粉剂类型稠化剂，溶解时间为3～5 min，在缓冲液罐内溶胀至黏度的80%以上。YTC稠化剂为降低溶解时间，采用乳液的方式，可保证30 s内迅速溶解，并且具有更高的增黏比，可与交联剂、破胶剂同时添加而不降低性能。因此，无须缓冲液罐，提高了连续混配能力。

2.1.4耐盐性能。海水基压裂液采用海水配制，海水矿化度普遍为30 000～40 000 mg/L，YTC稠化剂采用反向原子转移自由基，增加抗盐单体，实现可控聚合，屏蔽阳离子作用，从而提高耐盐性能。采用渤海海水进行配液，矿化度34 000 mg/L，选择YTC加量1.5%，170 s-1剪切2 h后黏度为106.4 mPa·s，耐温耐盐性能满足要求，如图1所示。

2.1.5综合性能。根据行业标准及海上油田储层特征需求，配方优化如下：（0.1%～1.5%）YTC稠化剂+（0.3%～0.5%）ZJL交联剂+（0.2%～0.4%）HPJ破胶剂。性能如表1所示。

2.2配套工艺技术

高效压裂液体系具有30 s内速溶的特点，可与交联剂、破胶剂同时加入混砂撬，因此无须连续混配撬和缓冲液罐，采用混砂撬上自带液添泵或液添撬即可满足连续混配要求。

高效压裂液体系添加剂有3种，采用三备一的原则，液添撬一般含有4个精密泵体，同时可配备液添泵，在需要增加其他添加剂的情况下满足配液要求。可以看出，配套工艺具有如下优点：①配液程序简单，仅采用多泵撬体；②设备占地较小，适用海上平台条件；③液体功能快速切换，无须倒罐；④通过调整泵排量即可实时调整配方；⑤适用于复杂压裂工艺。

3结语

目前，海上平台压裂多采用海水基植物胶压裂液体系+连续混配施工工艺，体系配方为：0.35%速溶抗盐植物胶+0.3%抗盐高效助排剂+0.5%抗盐黏土稳定剂+ 0.4%离子稳定剂+0.3%抗盐破乳剂+0.3%强交联抗盐交联剂+0.1%破胶剂，应用效果良好。

通过研究形成了高效海水基压裂液体系配方，减少添加剂类型，体系由稠化剂、交联剂、破胶剂组成，配方为（0.1%～1.5%）YTC稠化剂+（0.3%～0.5%）ZJL交联剂+（0.2%～0.4%）HPJ破胶剂，性能满足行业标准要求，速溶时间小于30 s，耐盐大于40 000 mg/L，适用温度60℃，可通过添加剂加量的调节实现压裂液体系功能的改变。配套工艺简化了施工流程，无须连续混配撬及缓冲液罐，采用多泵撬体同时将添加剂泵注至混砂撬，节省平台空间，降低占地面积，可有效增加海上平台压裂规模及施工效率。

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