压裂液体系（共7篇）
压裂液体系 篇1
水基聚合物压裂液应用于压裂增产的主要优点是成本低、现场操作简单、流变性易控制、应用范围广等。然而，高聚合物压裂液体系存在利用效率低，返排液对环境污染严重，以及由于破胶不彻底，对压裂裂缝及储层伤害大等弊端[1,2]。虽然，国内外学者因此开展了一系列改进措施，包括: (1) 应用专门的单一的化学添加剂; (2) 提高破胶剂浓度和效率，降低大分子物质[3]; (3) 优化压裂液体系配方，降低聚合物使用浓度[4]; (4) 优化返排工艺，提高返排效率[5]等，但仍存在一些无法彻底解决的矛盾。低分子聚合物压裂液体系对裂缝导流能力和储层的伤害小，且可实现重复利用，有效地结合了常用胍胶压裂液和无聚合物压裂液的优点[6,7,8,9,10]。在此基础上，本文介绍了一种以低分子聚合物FYC-2为增稠剂的可重复利用压裂液体系，最终实现压裂返排液重复高效利用。
1 试验材料与方法
1.1 仪器与药品
使用仪器：RS75流变仪;恒温电热干燥箱;恒温水浴;毛细管黏度计系列;秒表;100mL的广口瓶;K12全自动张力仪;80-2电动离心机;双向恒温搅拌器XKgF2型;电子天平;压裂液动态滤失伤害仪等。
使用药品：清洁压裂液;普通瓜尔胶、HPG、FYC-2增稠剂、硼砂、有机硼、NaOH、过硫酸铵等。
1.2 方法
试验方法参照石油天然气行业标准：SY/T5107-2005执行。
2 重复利用压裂液FYC-2体系特点
2.1 低残渣
FYC-2增稠剂的分子链比传统瓜尔胶及HPG小25～30倍，其机理是在低分子化合物中引入强亲水基团，使它们的水溶性大大增强从而提高聚合物的溶解性，实现低残渣，低伤害。表1给出了该压裂液体系和常用高聚合物压裂液体系残渣含量的对比。
2.2 自动破胶与重复利用
重复利用压裂液FYC-2体系的交联技术是利用一种暂时性的链接反应，以便能动态地改变化学链结构，实现低分子的络合屏蔽与二次交联，使液体具有较高的黏弹性，从而提高了交联液体的黏度和效率，改善其携砂能力。
该体系的破胶通过液体pH值来控制, 可使链的连接变得可逆。在压裂作业完成后，通过降低压裂液体系的pH值以实现破胶排液。由于不使用氧化破胶剂，降黏后的返排液中各种化学物质并没有发生质的变化，因而对返排液进行回收后可以作为压裂液的基液而重新使用。
3 重复利用压裂液FYC-2体系性能
3.1 基液黏度
低分子聚合物FYC-2增稠剂与其它压裂液增稠剂的基液黏度对比见表2。可见低分子聚合物FYC-2基液的黏度较HPG低。
3.2 流变性能
开发的重复利用压裂液FYC-2体系增稠剂与硼离子交联后形成致密的聚合物网状结构，其交联液具有更好的黏弹性，提高了压裂液的携砂性能。图1是50℃下不同压裂液的流变曲线。可见在一定温度条件下，随着时间的延长，常规的HPG-硼砂交联压裂液体系黏度逐渐下降。而重复利用压裂液FYC-2体系的黏度几乎是立即形成的，并且在恒温后黏度保持稳定，可以保证整个施工过种的稳定性。
3.3 破胶性能
重复利用压裂液FYC-2体系网络结构的强度是由溶液的pH值及所选择的金属离子决定的，并且由于链连接的可逆性，通常不需要氧化类破胶剂来破坏链的降解，当pH值低于8时，网格结构自动破坏。当pH值恢复到8时，可再次交联，从而实现压裂液体系的重复利用。对其受pH值控制的特点，可以利用化学缓冲剂或某些低pH值地层水的缓冲来实现压裂液的破胶降解。不同浓度缓冲剂作用下重复利用压裂液FYC-2体系破胶液黏度见表3。
3.4 液体的滤失及填砂裂缝导流能力性能
通过形成滤饼而实现对压裂液的滤失控制对压裂施工的有效性是业内所公认的。按石油行业标准SY 5405-1995对不同压裂液体系进行静态滤失试验(见表4)，得出重复利用压裂液FYC-2体系与HPG体系滤失系数相近。
在实际作业中，HPG体系的黏度会随着温度的增加而降低，滤失量将会大于实验室的数据。而重复利用压裂液体系在施工过程中黏度保持恒定，实际滤失量会更接近实验室数据。
重复利用压裂液FYC-2体系由低分子聚合物组成，由于体系的pH值会逐渐降低，使侵入岩芯的滤饼容易恢复为清洁的低黏流体而得以清除，为侵入地层深部液体的返排提供了通道。不同压裂液体系对填砂裂缝导流能力的影响试验证明：重复利用压裂液FYC-2体系相比常规HPGF压裂液体系具有好的裂缝导流能力保持率，与清洁压裂液体系接近。不同压裂液体系对填砂裂缝导流能力的影响如表5所示。
4 现场应用
2010年延长油田西区采油厂分别在5559-5井、5559-6井、5282-5井进行了重复利用压裂液FYC-2体系的现场应用试验。
以5282-5井为例，该井设计配制压裂液基液90m3, 回收5559-5、5559-6井返排液51m3，处理后可用49m3，实际利用49m3。调整并确定出增稠剂所需的实际补充量后，按增稠剂同等的损失率加入FYZP-4复合助排剂、FYNW-2黏土稳定剂，FYSJ-1杀菌剂各0.1%，并另配制新鲜压裂液基液40m3。压前取样测试，基液综合黏度15mPa·s, pH为8.5;小样最佳交联比100:0.7。该井实际施工共加砂20m3，平均砂比31.9%，排量2.0m3/min，入地液75.9m3。
对5559-5井、5559-6、5282-5井返排液进行了黏度测定，破胶液黏度均小于5mPa·s可见不加破胶剂压裂液能实现完全破胶，达到行业标准的要求。
应用压裂液FYC-2体系施工的3口井都能按要求顺利的完成施工任务，返排液回收利用率高，总利用率达95.1%(见表6)。
5 结论
(1)开发的重复利用压裂液FYC-2体系具有常规HPG及清洁压裂液2者的优点。
(2)延长油田西区采油厂现场应用重复利用压裂液FYC-2体系施工顺利，重复利用效率高。
(3)重复利用压裂液FYC-2体系可实现自动破胶，破胶液黏度满足行业标准。
参考文献
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压裂液体系 篇2
1 技术难点及压裂液性能需求
1.1 深层地层水水质复杂、矿化度高, 无法直接配制压裂液
根据资料分析, 川西地区深层须家河组水型为Ca Cl2型, 埋深在3500~5500 m之间, 地层水矿化度非常高, 在5 0 0 0 0~100000 mg/L之间, 水中Cl-含量在60000~100000 mg/L, Ca2+含量在3000 mg/L以上。
采用深层地层水配制压裂液时发现, 形成的冻胶交联较弱, 不能挑挂, 在45℃, 170S-1条件下剪切初始粘度只有40 m Pa.s, 耐温耐剪切性能差, 不能满足行业标准对压裂液施工性能的要求。
1.2 高庙地区储层易于水化膨胀, 要求压裂液具有较好的防膨性能
高庙地区沙溪庙组储层含有一定数量的水敏性粘土矿物, 从表1可以看出, 高庙地区储层粘土矿物中伊蒙混层含量相对较高, 储层易于水化膨胀, 这就需要压裂液体系具有良好的防膨性能, 同时储层具有明显的水敏特征, 如图2所示, 随着矿化度的升高, 储层伤害程度下降, 因此需要提高压裂液的矿化度起到平衡地层矿化度, 降低水敏的作用。
2 技术对策
针对地层水中离子成分多、含量高, 对压裂液体系的交联和耐温耐剪切性能影响大的难点。有必要开展地层水中离子对压裂液耐温耐剪切性能影响研究, 确定地层水中主要金属离子对压裂液性能产生不利影响的临界点。并通过稀释法把地层水中的各种影响压裂液性能的离子浓度降低到临界浓度以下, 消除这些离子对压裂液交联和耐温耐剪切性能的不利影响, 配制出与高庙地区储层适应性好的压裂液体系。
2.1 稀释比例确定
通过室内开展的地层水主要离子对压裂液耐温耐剪切性能的影响研究表明:影响地层中对压裂液性能的离子主要是钙、镁和氯离子, 其临界影响浓度范围为Ca2+≤1200 mg/L, Mg2+≤1500 mg/L、Cl-≤1×10 5mg/L。对新2井地层水水样进行稀释, 稀释比例分别为地层水∶蒸馏水=40∶60和地层水∶蒸馏水=30∶70, 稀释后的水质分析如表2所示。
分别采用地层水和清水混合比例为30∶70和40∶60进行了压裂液交联性能和耐温耐剪切性能评价, 结果如图3所示。当混合比例为地层水∶蒸馏水=30∶70时, 压裂液体系在75℃条件下具有更好的耐温耐剪切性能, 170S-1条件下剪切120 min后粘度保持在150 m Pa.s左右, 满足施工对冻胶流变和携砂性能的要求, 因此, 选择稀释比例为30∶70作为地层水的最佳稀释比例。
2.2 防膨体系优化
为了防止粘土矿物的水化膨胀, 高庙构造现有压裂液配方中加入了无机防膨剂K C L和有机防膨剂F K-5复合而成的防膨体系。鉴于深层地层水中含有大量钙镁等阳离子, 对粘土矿物具有良好的抑制水化膨胀的作用, 并与储层及地层流体具有很好的配伍性。针对不同稀释比例的地层水进行了防膨率评价, 并与原配方复合防膨体系进行对比, 对比结果如表3所示。
由表3可以得出:任意稀释比例的地层水防膨率都在80%以上, 均高于现有配方防膨体系的防膨性能, 尤其地层水稀释比例为30∶70时具有最佳的防膨效果。由此可知:稀释后的地层水可以很好的替代防膨体系, 起到抑制粘土膨胀、运移的效果。
2.3 助排剂优化
按地层水∶蒸馏水=30∶70的比例稀释地层水后, 加入不同浓度的助排剂, 进一步考察地层水与助排剂复配后的表面张力, 结果如表4所示:当助排剂浓度为0.1%具有最低的表面张力。
3 高庙地区深层地层水压裂液的综合性能
在地层水稀释比例、防膨性能以及配套处理剂优化的基础上, 初步形成了一套适用于高庙构造沙溪庙组的地层水压裂液配方:0.42%瓜胶+0.3%杀菌剂+0.3%助排剂+0.3%增效剂+0.5%碳酸钠+0.5%破乳剂+ (地层水∶清水=30∶70) , 基液p H为8.5, 基液粘度为32 MPa.s (170S-1) , 并按照SY/T5107水基压裂液性能评价方法行业标准, 对其性能进行了评价。测试结果如表5和图4所示, 测试结果表明高庙地区地层水调试的压裂液完全能满足行业标准的要求。
4 结论
(1) 通过将地层水稀释, 有效克服了高矿化度对压裂液耐温耐剪切性能的不利影响, 成功配制了一套适合于高庙构造沙溪庙组的地层水压裂液体系。该压裂液具有耐温耐剪切性能好、高防膨、低表面张力以及低伤害的特点。
(2) 地层水压裂液具有良好的防膨性能, 实现现有防膨剂的完全替代, 同时, 与助排剂和增效剂具有良好的配伍性, 减少了其用量, 实现了将本增效。
(3) 用深层地层水配制压裂液能缓解川西深层地层水带来的巨大环保压力, 并且做到了“废水利用、变废为宝”, 促进了油气田的绿色环保开发。
摘要：川西地区须家河组地层水产出量大, 水质复杂, 矿化度含量高, 地层水处理达标外排难度大, 给西南分公司造成了严重的环保压力。该文通过地层水中主要离子对压裂液性能的影响研究, 确定了地层水中主要离子对压裂液性能具有不利影响的临界浓度, 采用将地层水稀释的方法配制了一套适用于高庙构造的压裂液配方, 该压裂液配方不仅综合性能好于原配方, 而且还大幅度降低了配套处理剂的加量, 实现了降本增效和节能减排。
关键词：高庙,地层水,稀释法,压裂液,环保
参考文献
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压裂液体系 篇3
1 耐高温速溶瓜胶压裂液性能研究
耐高温速溶瓜胶压裂液体系包括:速溶瓜胶增稠剂、p H调节剂、交联剂、助排剂、防膨剂、消泡剂等组分, 其中速溶瓜胶增稠剂是溶解最慢的组分, 为此研究了速溶瓜胶溶解速率, 并与国内外羟丙基瓜胶产品进行了对比, 在此基础上, 研究了耐高温速溶瓜胶压裂液的各项性能, 最终形成完善配套的速溶瓜胶压裂液体系。
1.1 速溶瓜胶溶解速率
对比了速溶瓜胶产品和国内外几种改性瓜胶产品的溶解速率, 溶解速率实验方法如下:取20℃清水350m L加入混调器量杯, 在其中加入4-5滴Span80, 调整混调器电压至30V, 加入2.1g瓜胶类聚合物, 开始计时。45s后停止搅拌, 迅速将液体倒入六速粘度计量杯, 300rpm (511s-1) 时测定1-20min内体系表观粘度。实验结果见图1所示。
图1为不同改性瓜胶产品溶解速率曲线。从图中可以看到, (1) 各种改性瓜胶粉溶解速率差异较大, 基本趋势是在最初0-10min内溶解较快, 表观粘度变化大, 但在10-20min时体系粘度基本不变, 因此研究改性瓜胶的溶解速率应更加关注最初10min时粘度变化, 20min粘度可以代表体系最终粘度; (2) 胜利油田自主合成的速溶瓜胶初始溶解速率最高, 1min粘度可以达到最终粘度的86%, 并且最终粘度也较高, 接近Jaguar415和Jaguar418的粘度水平; (3) 速溶瓜胶溶解速率高的原因是分子内氢键被大大削弱的缘故。由于瓜胶溶解在水中时首先要克服瓜胶分子间氢键, 因此氢键是导致瓜胶溶解慢的一个主要原因。瓜胶改性过程应降低分子间氢键, 通过引入改性剂 (如环氧丙烷) 的方法可以大大降低瓜胶分子间氢键。本文则在瓜胶羟丙基化改性过程中加入一种盐类增速剂, 进一步降低分子间氢键作用, 所制备的速溶瓜胶溶解速率比普通羟丙基瓜胶和羧甲基羟丙基瓜胶溶解速率更高。
1.2 破胶性能
根据石油天然气行业标准SY/T 5107-2005《水基压裂液性能评价方法》, 对用过硫酸铵和胶囊破胶剂EB-1对0.6%速溶瓜胶压裂液进行了静态破胶实验 (90℃) , 过硫酸铵加量为0.02%情况下60min后破胶液粘度11.1 MPa·s, 120min后破胶液粘度6.5MPa·s, 过硫酸铵加量为0.05%情况下60min后破胶液粘度9.1MPa·s, 120min后破胶液粘度2.3MPa·s;胶囊破胶剂加量为0.02%情况下60min后破胶液粘度14.7MPa·s, 120min后破胶液粘度8.8MPa·s, 胶囊破胶剂加量为0.05%情况下60min后破胶液粘度9.4MPa·s, 120min后破胶液粘度4.5MPa·s, 试验证明适量的过硫酸铵和胶囊破胶剂均可使实时混配压裂液完全破胶水化。
2 岩心伤害性能
采用元坝地区天然岩心测定了速溶瓜胶压裂液破胶液的伤害率, 伤害率在20-30%之间, 平均值25.3%, 伤害较低。
3 现场应用
义123-3HF井埋深3500m, 渗透率1.1×10-3μm2, 孔隙度15.1%, 地层温度140℃, 设计压裂水平段长度1052m, 分11段压裂改造。采用速溶瓜胶压裂液体系进行现场配液, 配液设备为四机赛瓦的连续混配车, 检测配液过程见表1。
从表1中可以看出, 速溶瓜胶在现场配制中具有溶解速率高、最终粘度高的特点, 且在混配车出口处表观粘度基本达到最大。
该井共使用压裂液3730m3, 加砂335m3, 单层最高砂比45%;现场测定压裂液交联时间2-3min, 压裂过程中压力平稳, 达到了理想的延迟交联效果。
4 结语
压裂液体系 篇4
室内研究和现场应用均表明:加入纤维后压裂液能通过机械方法悬浮和携带支撑剂, 在较低黏度下具有较好的携砂性能[6,10];在返排阶段, 纤维材料能够分散于支撑剂颗粒中间形成空间网状结构, 有效防止支撑剂回流, 压后不需关井即可大量排液, 液体返排效率得到进一步提高[6,11];纤维的加入有利于优化裂缝形状和尺寸, 形成更加有效的油气渗流通道, 使压后增产效果更为显著;纤维可以形成“滤网结构”覆盖在裂缝表面, 从而增加液体的流动阻力, 达到降滤失的目的[12]。纤维抑制压裂液在施工管线内形成湍流漩涡 (即边界层效应) , 从而能够有效降低压裂液的管柱摩阻等[13—15]。
然而现场应用表明, 由于常规纤维在压裂液中分散性能不好, 在施工过程中易造成堵塞, 导致砂堵甚至施工失败, 限制了其进一步推广应用。本文基于新型纳米复合纤维, 以提高清水压裂液作用效果为目标, 进行新型纳米复合纤维基清水压裂液体系研究, 并对该体系作用效果进行室内评价。
1 新型纳米复合纤维简介
纳米复合纤维是指多相复合纤维中, 加入纳米尺度 (1~100 nm) 粒子。它能表现出多种显著奇异的纳米效应:包括表面强吸附、双亲性、强渗透性、强填隙、强电性及强固结效应。
新型纳米复合纤维是通过把无机相分散于高聚物基体, 利用熔融纺丝和牵伸技术制备可卷饶的丝线, 再经过切断工序生产功能短纤维。图1为新型纳米复合纤维表观图及微观结构, 其物理性质如表1所示。应用纳米技术制成超细或纳米晶粒材料时, 其韧性、强度、硬度大幅提高, 比热和热膨胀系数都大于同类粗晶材料和非晶体材料。纳米复合材料具有可循环性 (recycle) 、节约性 (economic) 、可更新性 (renewable) 及可再用性 (reuse) 的特点, 比传统助剂性能优越, 是未来油气开采领域可持续材料的发展方向。
(a) 、 (b) 为纳米复合纤维表观图 (c) 为纳米复合纤维表面形态图 (d) 为纳米复合纤维表面纳米粒子分散图
2 新型纳米复合纤维与常规纤维的区别
与常规纤维相比, 新型纳米复合纤维主要有以下优点:
(1) 在水中极易分散, 无抱团现象, 可在低速搅拌下分散。由于在纤维中加入了一定量的强亲水基团, 纳米复合纤维表面亲水性更强, 从而更易于在水中分散。
(2) 纤维强度较大, 在地层条件下稳定性更好, 耐高温, 耐碱腐蚀, 耐磨强度大。这是因为纤维的纳米颗粒中含有大量的活性基团, 其特异的荷电性质对材料的力学性能产生了很大影响。
(3) 纳米复合纤维具有可膨胀特性, 在地层温度条件下和地层水p H环境中, 纳米复合纤维会发生一定程度的膨胀, 从而起到封堵微裂缝的目的, 有效降低了压裂液的滤失。纳米颗粒具有极大的比表面积, 具有较强的吸附性。
(4) 纤维在地层条件下可降解。在地层温度条件下, 纳米复合纤维降解的主要原因是纳米复合纤维中的层状硅酸盐含有端部羟基集团, 当纳米复合材料吸取水分后, 层状硅酸盐的羟基集团开始进行不均匀水解, 从而使纤维逐步降解, 减小对地层的危害。
3 新型纳米复合纤维基清水压裂液体系室内评价
3.1 实验材料与仪器
纳米复合纤维, 清水压裂液配方:50×10-6 (ppm) TJ—1阻垢剂+0.05%XT-2降阻剂+0.5%SJ-1杀菌剂+0.25%ZW助排剂。
仪器:FCES—100导流仪、SYM—1摩阻测定仪、HAAKE6000流变仪。
3.2 实验方法
3.2.1 纳米复合纤维长度与质量分数优化
通过选取不同纤维长度及质量分数, 做多组对比试验, 根据不同流量下支撑剂回流量, 筛选出适宜的长度区间和加量区间, 然后结合纤维对导流能力的影响优选出最佳纤维长度和加量。
为了真实模拟压裂液返排时支撑剂回流情况, 根据地层液体返排的特点, 特设计一套回流实验装置 (如图2) 。回流实验装置由3部分组成:加压系统、回流槽和供液系统组成。其中回流槽体长40cm, 宽20 cm, 高10 cm。供液泵最大量程为1 000m L/min。根据现场常见的射孔的孔眼大小, 回流装置出口端排液孔的直径可分别更换为8 mm、10 mm和12 mm。
3.2.2 纳米复合纤维基清水压裂液摩阻实验
在清水压裂液中加入不同质量分数的纳米复合纤维, 利用摩阻测定仪测定液体在不同剪切速率下的摩阻, 然后与不加纤维时清水压裂液的摩阻进行对比。
3.2.3 纳米复合纤维基清水压裂液悬砂实验
在清水压裂液中加入不同质量分数的纤维, 分别测定不同时间点各样品的支撑剂沉降率, 对比不同纤维加量时压裂液的悬砂性能。
3.2.4 纳米复合纤维基清水压裂液滤失实验
选用具有相同渗透率的均质人造岩心 (渗透率为1×10-4μm2) , 分别进行清水压裂液以及纳米复合纤维基清水压裂液 (纳米复合纤维质量分数取0.5%) 动态滤失实验, 对比降滤失效果。
3.3 结果及分析
3.3.1 纳米复合纤维长度与加量优化结果
当模拟射孔孔眼直径为10 mm时, 支撑剂回流实验结果如图3所示。由图3 (a) 可知, 纳米复合纤维长度 (1 cm) 一定时, 随着流量的增加, 支撑剂的回流量随之增加, 而支撑剂的回流量随着纤维质量分数的增加而趋于下降。当质量分数大于0.5%时, 支撑剂回流量差别较小。由图3 (b) 可知, 纳米复合纤维质量分数 (0.6%) 一定时, 支撑剂的回流量随着纤维长度的增加而减少。长度大于6 mm时, 支撑剂回流量相差不大。因此纤维加量下限为0.5%, 长度下限为6 mm。采用同样的方法, 模拟射孔孔眼直径为8 mm时, 纤维加量下限为0.4%, 长度下限为5 mm;模拟射孔孔眼直径为12 mm时, 纤维加量下限为0.6%, 长度下限为9 mm。根据纤维对导流能力影响实验结果, 确定纤维加量上限为0.7%;考虑现场应用实际, 纤维长度上限为12 mm。综合考虑实验结果及现场实际, 确定纤维最佳加量为0.4%~0.7%, 最佳长度6~12 mm。
3.3.2 纳米复合纤维的增黏效果评价
用HAAKE6000流变仪分别测出不同纳米复合纤维加量的清水压裂液样品的黏度, 并进行比较, 结果见表2所示。
由表2看出, 加入纤维后, 压裂液黏度增加。纤维加量越大, 黏度的提高也越大。原因是纤维均匀分散在压裂液中, 与压裂液形成结构体, 提高了压裂液力学性能, 从而导致黏度上升。黏度增加相应提高清水压裂液携砂性能, 减缓支撑剂沉降速度, 有利于优化裂缝铺置剖面。
3.3.3 纳米复合纤维对导流能力影响评价
室温下, 在20/40目、12/20目、40/70目支撑剂中加入不同加量的纳米复合纤维 (长度1 cm) , 利用FCES—100导流仪分别测定其在不同闭合压力下的导流能力, 结果如图4~图6所示。
可以看出, 加入纳米复合纤维会对支撑剂层导流能力产生一定影响。较小闭合压力时 (10~20MPa) , 纤维的存在会使支撑剂层的导流能力产生一定程度的上升 (小于5%) ;闭合压力较高时 (30~80MPa) , 纤维的加入会使支撑剂层的导流能力下降, 纤维加量越多, 导流能力降幅越大, 但总体影响较小, 降幅一般小于10%。纤维对导流能力的影响可能与其在支撑剂层中的分布位置有关。
如图7所示, 在支撑剂层中, 纤维主要存在于两个位置:①位于支撑剂颗粒接触面间, 纤维的存在倾向于提高支撑剂层导流能力;②位于支撑剂颗粒间的空隙内, 它倾向于降低支撑剂层的导流能力。低闭合压力时, 支撑剂层未被压实, 位于支撑剂颗粒接触面间的纤维增大了液体渗流通道, 从而增加了导流能力;而高闭合压力时, 支撑剂层被压实, 而存在于支撑剂颗粒间空隙中的纤维阻塞了渗流孔道, 从而导致导流能力减小。
3.3.4 纳米复合纤维基清水压裂液摩阻评价
在清水压裂液中分别加入质量分数0.5%和0.7%的纳米复合纤维, 利用YMC—1型压裂液摩阻测试系统测试不同样品摩阻, 结果如图8所示。
可以看出, 加入纳米复合纤维可以降低压裂液摩阻, 且随着纤维加量及剪切速率的增加, 摩阻的降幅也随之增大。剪切速率为5 000 s-1时, 加入质量分数为0.5%的纤维可以降低摩阻15%左右, 加入质量分数为0.7%的纤维则可以降低摩阻21%左右。这是因为压裂液在压裂管柱中的流态常常是湍流 (由各种大小和不同涡量的漩涡集合而形成的运动, 湍流中流体质点除了在时间和空间中做随机运动外, 还有质点间的掺杂性和流场的漩涡性, 产生惯性阻力比层流时阻力大得多) 。在垂直管流的湍流过程中, 纤维的加入可以降低流体质点的自由运动, 显著降低径向脉动速度, 改变压裂液的流态, 抑制湍流带来的流动阻力, 从而起到降低管柱摩阻的作用。
3.3.5纳米复合纤维基清水压裂液悬砂性能评价
通常把支撑剂沉降速度作为评价压裂液悬砂性能的指标, 但是压裂液中加入纤维后, 支撑剂的沉降属于Kynch沉降模式[16]。因此本实验利用支撑剂沉降率来评价压裂液悬砂性能。分别在清水压裂液中加入不同加量纳米复合纤维, 搅拌至其均匀分散, 置于不同的量筒中;取等量20/40目支撑剂同时放入以上量筒中, 在支撑剂与压裂液接触的瞬间, 按下秒表, 开始计时;在不同的时间点, 测量支撑剂的沉降质量, 计算各个量筒相应的沉降率, 得到数据如图9所示。
可以看出, 加入纤维可以显著降低支撑剂沉降, 随着纤维加量增加, 支撑剂沉降率明显减小。无纤维时, 支撑剂在不到2 min的时间内全部沉降, 而加入质量分数为0.4%、0.5%、0.6%、0.7%的纤维后, 2 h后支撑剂沉降率只有71%、66%、54%和43%, 大大降低了支撑剂的沉降速度, 增强了压裂液的携砂性能。
3.3.6 纳米复合纤维基清水压裂液降滤失性能评价
图10表示的是清水压裂液和纳米复合纤维基清水压裂液动态滤失曲线。表3为计算得到的滤失系数和滤失速度。纳米复合纤维基清水压裂液[图10 (b) ]滤失速度较清水压裂液[图10 (a) ]降低13.4%, 滤失速度降低30.1%。这是因为纳米复合纤维具有可膨胀特性, 在地层温度条件下和地层水p H环境中, 纳米复合纤维会发生一定程度的膨胀, 从而起到封堵微裂缝的目的, 有效降低了压裂液的滤失。同时, 纤维与压裂液进入微裂缝较多的层位时, 他们之间相互作用可形成“滤网结构”, 增加压裂液流向微裂缝的流动阻力, 达到减少压裂液滤失的目的。由于清水压裂液黏度极低, 与常规压裂液相比, 不具有造壁性。因此滤失曲线并未出现明显的分段情况, 实验前期的滤失量并未明显大于后期的滤失量。
4 结论
(1) 基于新型纳米复合纤维易分散、强度高、能有效降低滤失的特性, 将新型纳米复合纤维引入清水压裂液中, 通过自行设计仪器优化纳米复合纤维的尺寸和加量, 确定了其最佳质量分数为0.4%~0.7%, 最佳长度为6~12 mm。确定了新型纳米复合纤维基清水压裂液的配方为:50×10-6 (ppm) TJ-1阻垢剂+0.05%XT-2降阻剂+0.5%SJ-1杀菌剂+0.25%ZW助排剂+ (0.4%wt~0.7%wt) 纳米复合纤维。
(2) 室内评价表明与清水压裂液相比, 新型纳米复合纤维基清水压裂液黏度更高, 纤维加量越大, 体系黏度越大。在较低的闭合压力下, 新型纳米复合纤维的加入可以提高支撑剂层的导流能力, 在较高闭合压力下, 纤维的加入会对支撑剂的导流能力产生影响, 但影响较小。
(3) 新型纳米复合纤维的加入可以降低清水压裂液的管柱摩阻, 降摩阻效果与纳米复合纤维加量成正相关。
(4) 新型纳米复合纤维的加入可以大幅提高清水压裂液的携砂性能, 弥补了清水压裂液携砂较弱的不足, 进而将会优化裂缝铺置剖面, 提升压裂效果。同时, 新型纳米复合纤维可以有效降低清水压裂液的滤失, 质量分数为0.5%的纳米复合纤维可以降低滤失系数13.4%, 使滤失速度降低30.1%。
摘要：页岩气藏储层具有不同于常规油气储层的岩性和物性特征。选择适合的压裂液体系对于页岩气藏的高效开发具有重要意义。基于新型纳米复合纤维, 研究了纳米复合纤维基清水压裂液体系。通过实验确定纤维的最佳质量分数为0.4%0.7%, 最佳长度为612 mm。对纳米复合纤维基清水压裂液体系开展了室内评价, 结果显示此压裂液体系在预防支撑剂回流、降低滤失、增强携砂性能、降低摩阻等方面效果显著;且对支撑剂层的导流能力伤害较小。此体系对于国内页岩气储层的有效开发具有一定参考价值。
压裂液体系 篇5
Fenton试剂氧化处理压裂废液已在多个油田实施应用, 对油田压裂废液处理后达到外排标准和废水净化回注发挥了重要作用[3]。UV/Fenton及其草酸盐络合物体系处理压裂废液技术, 是在Fenton体系的基础上而改进的一种高级氧化技术。原理是, 紫外线的引入降低了Fe2+和H2O2用量, 保持了H2O2较高的利用率, 使Fenton试剂的氧化能力大大增强。将草酸盐引入UV/Fenton体系中, 在反应体系中Fe3+与C2O42-可形成具有光化学活性的络合物, 其中Fe (C2O4) 33-的光化学活性最强, 在水处理中发挥主要作用[3]。Fe (C2O4) 33-在紫外光的照射下, 光解为Fe2+、C2O4-·和CO2-·, 在空气饱和的溶液中, 酸性条件下C2O4-·和CO2-·会进一步与水中溶解氧反应, 最终形成H2O2[4]。在光照下草酸铁络合物光解成Fe2+和H2O2, 为Fenton试剂提供了持续来源, 同时体系中C2O42-的引入, 提高了反应体系中羟基自由基产生能力, 有利于反应体系降解一些难以降解的化学污染物。
本文以延长某油田压裂废液的特性组分为参照基础, 以造成压裂废液中COD高的主要成分羟丙基胍胶为考查主体[5,6], 用胍胶水溶液模拟胍胶水基压裂废液, 考查UV/Fenton及其草酸盐络合物体系对此模拟压裂废液的氧化效果, 筛选出最佳适用条件, 为进一步进行油田压裂废液氧化处理提供数据依据。
1 实验部分
1.1 实验仪器及药品
主要试剂:H2O2溶液 (质量分数为30%) ;胍胶粉 (工业品) ;硫酸 (分析纯) ;氢氧化钠 (分析纯) ;硫酸亚铁 (分析纯) ;草酸钾 (分析纯) 等。
主要仪器:分析天平 (CP114型) ;精密增力电动搅拌器 (JJ-1) ;恒温水浴锅 (WRK-05W) ;乌氏粘度计;台式加热仪 (CH-02型) 等。
1.2 模拟压裂废液试样的配制
模拟延长某油田压裂废液粘度和浓度条件, 用胍胶配制模拟压裂废液:称取3.5 g的羟丙基胍胶粉, 量筒量取2 000 m L的水, 在恒温30℃搅拌下向水中缓慢的加入胍胶粉。搅拌的时间为2 h, 形成均匀的具有一定粘度的溶液, 停止搅拌, 静置10 h, 形成压裂废液的模拟液。粘度在8~10 m Pa·s。
1.3 实验方法
取100 m L的模拟试样, 调节p H值以及氧化体系中H2O2、Fe SO4和草酸钾的加药量来确定氧化体系的最佳氧化条件, 紫外光照射15 min, 恒温30℃下反应时间为1 h, 以模拟试样的粘度下降率为指标评价其氧化效果。
粘度计算公式为:
式中:ρ1————水的密度, g/cm3
η1————水在30℃时的粘度, m Pa·s
ρ2————所测样品的密度, g/cm3
t1————水在乌氏粘度计中下降所需的时间, s
t2————所测样品在乌氏粘度计中下降所需的时间, s
η2————所测样品的液体在30℃时的粘度, m Pa·s
2 结果与讨论
2.1 UV/Fenton氧化处理效果的影响因素
2.1.1 废液初始p H值的影响
调节模拟液初始p H值, 投加体积比为0.20%的双氧水, Fe SO4的投加量为20 mg/L的条件下, 紫外光照射15 min, 进行氧化反应1 h后的氧化降粘结果见图1。
由图1可见, 当p H值大于5.0时, 降粘率逐渐降低, 大于6时, 压裂废液的降粘效果明显下降, 由此, UV/Fenton体系氧化压裂废液的适宜p H值选定为5。
一般情况下, Fenton氧化体系在p H值在3~4的酸性条件下, 铁的有效形式[Fe (HO2) ]2+、Fe (OH) 2, 的浓度最高, 且生成·OH的最多, 有较好的氧化效果[7,8]。但是, UV/Fenton体系在酸性条件下, Fe3+以Fe (OH) 2+形式存在, 在紫外光照射下Fe (OH) 2+分解为Fe2+和·OH, 二价铁离子和紫外光对催化过氧化氢提高其氧化能力具有协同作用[9], 降粘效果最佳的p H值会相应提高。所以, 本实验在p H值为5时UV/Fenton体系表现出较强的氧化降粘能力。
2.1.2 Fe SO4的量对UV/Fenton体系氧化处理效果的影响
调节模拟废液值p H为5.0, 在过氧化氢的投加体积比为0.2%, 分别投加不同量的Fe SO4, 紫外光照射15 min, 进行氧化反应1 h后的氧化降粘结果见图2。
由图2可见, 在反应体系中, 开始随着Fe SO4量的加入, 即反应体系中Fe2+浓度不断增大, 降粘率也随之增大, 当Fe SO4加入量超过20 mg/L时, 降粘率明显下降。这是因为Fe2+浓度过低, 不利于H2O2分解成·OH, Fe2+浓度过高, 会使·OH的生成速率加快, 导致单位时间·OH产量过多, ·OH在与有机物作用的同时, 也容易被清除[10]。所以, 从实验得出, Fe SO4最佳量选定为15~22 mg/L, 降粘率可达到80%以上。
2.1.3 H2O2的量对UV/Fenton体系氧化处理效果的影响
调节模拟废液的初始p H值为5.0, 分别加入不同体积比的H2O2, Fe SO4的加量为20 mg/L, 紫外光照射15 min, 进行氧化处理1 h, 实验结果如图3所示。
由图3可见, 当过氧化氢的体积比在0.2%之前, 此体系氧化降粘效果随着过氧化氢的投加量的增加而增大, 当大于这个量时降粘率逐渐降低, 因此, 体系中过氧化氢的投加体积比为0.2%最佳, 此时降粘率约为80%。
2.2 草酸钾的用量对UV/Fenton草酸盐络合物体系氧化处理效果的影响
调节模拟压裂废液的初始p H值至5.0左右, Fe SO4的加量为20 mg/L, 加入不同量的草酸钾, 再加入投加体积比为0.2%的过氧化氢, 紫外光照射15 min, 氧化处理1 h。结果如图4所示。
由图4可见, 随着草酸钾的投加量增加降粘率逐渐增加;投加量超过20 mg/L, 随着草酸钾的投加量增加降粘率变化不大。因此, 本实验中草酸钾的适宜投加量为20 mg/L, 此时降粘率为87%。同时也可看出, 在体系中加入草酸钾比不加入草酸钾的氧化降粘效果有明显的提高, 这是因为C2O42-和Fe3+形成草酸络合物, 在紫外光的照射下生成羟基自由基的产率较单纯的铁离子催化过氧化氢的羟基自由基的产率高, 从而表现出更强的氧化性[11]。K2C2O4浓度过低, Fe (C2O4) 33-的生成量小。K2C2O4浓度过高, 还会对Fe (C2O4) 33-的光解反应会起抑制作用[10]。
3 结论
实验考查了氧化剂UV/Fenton体系对模拟压裂废液的氧化效果, 筛选出最佳适用条件为:p H值在5条件下, Fe SO4加入量在15~22 mg/L, 过氧化氢的加入量在0.2% (体积比) , 紫外光照射15 min, 进行氧化处理1 h, 降粘率约为80%。
在上述条件下加入草酸钾的加入量20 mg/L, UV/Fenton草酸盐络合物的降粘率约为87%, 反映出对油田压裂废液很好的氧化处理效果。
摘要：以延长某油田压裂废液的特性组分为参照基础, 以造成压裂废液中COD高的主要成分羟丙基胍胶为考查主体, 用胍胶水溶液模拟胍胶水基压裂液体系, 考查了UV/Fenton体系及其草酸盐络合物体系的氧化效果。结果表明:pH值为5的条件下, FeSO4加入量在1522 mg/L, 草酸钾的加入量在20 mg/L, 过氧化氢的加入量在0.2% (体积比) , 紫外光照射15 min, 进行氧化处理1 h, 降粘率约为87%。
压裂管柱与压裂液多物理场分析 篇6
关键词：压裂管柱,温度,多物理场,压裂液
压裂作业是改进油气层渗透率、提高油气井产量的有效途径之一[1]。压裂管柱在压裂施工中,其内外壁受到管内外介质温度以及压裂液压力的影响。其中,压裂液温度及地层温度随井深发生线性或非线性变化,压裂液在压裂过程中由于流动产生压力降,因此压裂管柱内壁所承受的液体压力也随井深发生非线性变化。在以往的压裂管柱力学分析中[2,3],将压裂液温度和地层温度处理成沿井深发生线性分布,将同一井深处的地层温度作为该井深处压裂管柱的温度,不考虑压裂液流动过程中产生的压力降。为了进一步的述压裂液温度、地层温度和压裂液压力分布对压裂管柱受力状态的影响。本文选取管内流动的压裂液、管外环空静止井液和压裂管柱为研究对象,采用有限元法对压裂管柱进行了多物理场分析,为研究压裂管柱的温度、压力分布以及压裂液压力分布提供理论依据。
1 多物理场计算模型
选取井口到井底整个压裂管柱、管内流动的压裂液和管外静止井液为研究对象,不考虑压裂管柱与套管柱的接触变形,建立了温度场、流场和应力场耦合分析的多物理场模型,见图1。该模型既考虑了管外壁与管外静止井液温度发生对流以及管内壁与流动的压裂液温度产生对流对管柱温度分布的影响,又考虑了压裂管柱自身发生热传导对管柱温度的影响,同时还考虑由于压裂液流动产生的压力降对管柱压力分布的影响。压裂管柱在井口和井底处完全固定,压裂液在井口处的排量为压裂施工排量,将该排量作为压裂液井口边界条件,压裂液的出口边界为压裂液给定的相对压力。
2 多物理场耦合传热的数值解法
对于某些对流换热问题,热边界条件无法预先规定,而是受到流体与壁面之间相互作用的制约。这时无论界面上的温度还是热流密度都应看成是计算结果的一部分,而不是已知条件。像这类边界条件是由热量交换过程动态地加以决定而不是预先规定的问题,称为耦合传热问题(conjugate heat transfer)[4]。大多数有实际意义的耦合问题都无法获得分析解,而要求采用数值解法。数值解法可分为分区求解、边界耦合的方法及整场求解法两大类[5]。
2.1 分区求解、边界耦合
分区计算、边界耦合方法的实施步骤是:
(1)分别对各个区域中的物理问题建立控制方程。
(2)列出每个区域的边界条件,其中耦合边界上的条件可以取下列三种表达式中的两个:
对于第三种情形,这里假设区域Ⅱ为流体,至于区域Ⅰ可以为固体,亦可为流体(假定分解壁面很薄)。数值计算实践发现,采用式(3)的耦合条件有利于迭代收敛,这里n为壁面的外法线。
(3)假定耦合边界上的温度分布,对其中一个区域(例如Ⅰ)进行求解,得出耦合边界上的局部热流密度和温度梯度,然后应用式(2)或式(3)求解另一个区域(Ⅱ),以得出耦合边界上新的温度分布。再以此分布作为区域Ⅰ的输入,重复上述计算直到收敛。
当采用无量纲控制方程时,应注意在耦合边界上无量纲温度定义间的一致性,以利于信息的传递。
对这种计算方法,迭代过程收敛的快慢主要取决于耦合边界上信息的传递。用块结构化网格来处理时,块与块的界面是认为地划分的,物理过程本身是一个整体,但耦合问题中两区的界面是实际存在的,两个区域中所进行的是不同的过程。
2.2 整场离散、整场求解
求解耦合问题的有效方法是整场离散、整场求解,这时把不同区域中的热传递过程组合起来作为一个统一的换热过程来求解,不同的区域采用通用控制方程,区别仅在广义扩散系数及广义源项的不同,耦合界面成了计算区域的内部。采用控制容积积分法来导出离散方程时,界面上的连续性条件原则上都能满足,这样就省去了不同区域之间的反复迭代过程,使计算时间显著缩短。因而整场离散、整场求解的方法是计算耦合问题的一种主导方法,尤其是预测电子器件的散热特性时几乎是唯一采用的方法。
3 压裂管柱与压裂液多物理场数值分析
3.1 基本参数
选取1 000 m长的压裂管柱和压裂液为研究对象,管内流体的物理属性和入口参数为:导热系数:0.6 W/(m·c)、密度:1 040 kg/m3、比热:4 183 J/(kg·c)、入口温度:20℃、入口排量:3 m3/min、管内流体与管内壁对流系数:15 000 w/(m2·c),管柱的物理性质和几何参数为:导热系数:10 W/(m·c)、管外径:88.9 m、壁厚:6.45 mm、长度:1 000 m,井口温度:20℃、井底温度20℃,井口和井底之间的温度沿井深呈线性分布,管外壁与管外流体的对流系数为10 000/(m2·c)。
3.2 计算结果与分析
根据上述参数建立1 000 m压裂管柱多物理场模型,管柱上下端均为固定位移边界,经数值计算得到压裂管柱与压裂液的主要结果见图1～图3所示。
由图1可得出压裂液压力值与井深呈线性变化,压力值随着井深的增加而逐渐降低,压裂液的井口压力为30.83 MPa,井底压力为30 MPa,即井深为1 000 m的压力降为0.83 MPa。由图2可得压裂液温度与井深呈非线性变化,随着井深的增加而增加,压裂液在井口的温度为20℃,井底处压裂液温度达到最大值35.47℃,这是由于地层和管柱外介质温度的升高,经管柱与介质对流和传导后所致。管柱内壁温度与井深呈非线性递增,内壁在井底处的温度值为36.99℃,压裂管柱内壁既与压裂液温度发生对流,又与外壁温度发生热传导。管外壁温度与井深呈线性增加,在井底处其温度值达到最大值,最高温度为50.55℃。由图2综合可得压裂管柱外壁与内壁在井底处的温度差值为13.56℃,管柱内壁与压裂液的温度差值为1.52℃。
由图3可知,压裂管柱的轴向应力与井深呈非线性变化,轴向应力值为负值,说明管柱在温度、内外压差、沿程阻力综合作用下处于受压状态,其数值大小随着井深的增加而增加,且最大轴向应力为-110.51 MPa,发生在井底处。管柱的环向应力与井深呈线性变化,其数值随着井深的增加而逐渐减小,最大环向应力发生在井口处,其数值为154.56MPa。其等效应力与井深呈非线性变化,在0.0 m—717.5 m井段,等效应力随着井深的增大其数值逐渐减小,在717.5 m—1 000 m其数值随着井深的增加而增大,在717.5 m处等效应力最小值为145.87MPa,最大等效应力发生在井口处,其值为160.71MPa,小于其强度极限值(强度极限值为785 MPa)。
为了近一步研究井深对多物理场分析结果的影响,对压裂管柱井深为1 000 m—3 500 m进行计算,得出管柱温度、轴向应力、环向应力以及压裂液压力降分布规律见图4和图5。
由图4可得出,随着井深的增加,压裂管柱压裂液、内壁和外壁在井底处的温度与井深呈线性变化,随着井深的增加其温度逐渐升高,在井深为3 500 m时,压裂液、管柱内外壁温度分别为111.7℃、113.73℃、131.23℃。由图5可得出压裂液的压力降也随着井深呈线性递增变化,由井深1 000 m的0.83 MPa变为井深3 500 m的2.91 MPa。
为了分析压裂液黏度对多物理场分析结果的影响,对井深1 000 m压裂管柱在不同黏度进行计算,得出管柱内外壁温度、轴向应力、环向应力以及压裂液温度和压力降的分布规律,其结果见图6和图7。
由图6可得出压裂液温度、管柱内外壁温度不随压裂液黏度发生变化,其数值分别为35.47℃、36.99℃、50.55℃。由图7可知压裂液的压力降随着黏度的增大呈线性递增趋势变化,其数值由黏度为0.001 Pa·s的0.83 MPa变为黏度为0.005 Pa·s的4.16 MPa。
为了研究多物理场模型和应力场模型对管柱受力分析结果的影响,仍取1 000 m压裂管柱为研究对象,多物理场模型管柱应力计算结果见图3。对于应力场模型,其管柱结构和位移边界同多物理场模型,只是管柱温度由管内外介质的平均温度直接给定,即井口管柱为20℃,井底管柱为50℃;管柱压力由管内介质压力降直接给定。显然,应力场模型只研究压裂管柱在给定载荷和边界下的变形和应力,不涉及流体特性和传热分析。为了便于对比分析,将两种模型管柱的结果列入表1。
由表1可知,多物理场和应力场在井口和井底处的约束反力、轴向应力、等效应力、环向应力有一定的差值,轴向应力值的误差最大。井口处和井底处轴向应力的绝对误差分别为107.21%、13.31%;井底处的环向应力差值比较大,其绝对误差为42.99%;等效应力和约束反力误差比较小,等效应力井口和井底处的绝对误差分别为3.73%、5.97%;约束反力井口和井底处的绝对误差分别为12.42%、8.84%。由此可见,在压裂管柱力学分析中,不考虑管柱内压裂液、管柱外井液介质温度和流动的耦合分析,直接采用外载荷方式进行管柱应力场计算对管柱的轴向应力、环向应力有一定的影响,但对等效应力的影响比较小,因此对管柱强度的评价影响不大。
4 结论
(1)在井深为1 000 m的压裂管柱中,管柱内外介质及管柱在井口处温度为20℃,管外介质在井底处为50℃,经多物理场耦合分析,管柱内外壁随着井深的增加出现差值,外壁与内壁在井底处的温度差值为13.56℃,井底处管柱内壁温度为36.99℃,管柱内壁与压裂液在井底处温度差值为1.52℃。
(2)在压裂管柱多物理场分析中,随着井深的增加,压裂管柱压裂液、内壁和外壁在井底处的温度随着井深的增加其温度逐渐升高。井底处压裂液温度由井深1 000 m的35.47℃增加到井深为3 500 m的111.7℃,内壁在井底处的温度由井深为1 000 m的36.99℃增加到井深为3 500 m的113.73℃,外壁在井底处的温度由井深为1 000 m的50.55℃增加到井深为3 500 m的131.23℃。
(3)在压裂管柱多物理场分析中,随着黏度的增加,压裂液压力降随着黏度的增加逐渐增大,其数值由黏度为0.001 Pa·s的0.83 MPa变为黏度为0.005 Pa·s的4.16 MPa。
(4)在压裂管柱力学分析中,不考虑管柱内压裂液、管柱外井液介质温度和流动的耦合分析,直接采用外载荷方式进行管柱应力场计算对管柱的轴向应力、环向应力有一定的影响,但对等效应力的影响比较小,因此对管柱强度的评价影响不大。
参考文献
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[4]苗和平,王鸿勋.水平井压裂施工中温度场的计算方法.石油钻采工艺,1994;16(3):45—49
酸化压裂液罐研制 篇7
酸化压裂液罐是酸化压裂作业过程中用于储存和配置酸化压裂液的地面装置, 可以在地面进行酸化压裂液的配置和短暂储存。早期由于油井浅, 地下情况简单, 作业工艺简单, 对酸化压裂液要求不高。一般采用普通钢制储罐, 内涂防腐涂料的结构形式。由于酸化压裂液用量少, 酸化压裂液在储罐中停留时间短, 添加缓蚀剂基本能满足现场作业要求。但随着井下情况越来越复杂, 油井越来越深, 单井酸化压裂液的用量越来越大 (塔河油田单井酸化压裂液用量已经达到3 000~4 000 m3水平) , 油井对酸化压裂液成分要求越来越高, 普通储罐已经无法满足酸化压裂的要求。目前各油田采用较多的是内衬玻璃钢的钢制酸化压裂液罐, 能有效防止罐体腐蚀, 重要的是能有效控制酸化压裂液中铁离子浓度, 防止在地层中出现铁质沉淀而污染地层。本文就玻璃钢内衬酸化压裂液罐的设计及制造工艺进行研究, 满足酸化压裂作业的现场使用要求。
酸化压裂液罐是油井酸化压裂作业过程中用于储存和配置酸化压裂液的地面装置, 可以在地面进行酸化压裂液的配置和短暂储存。随着井下情况越来越复杂, 油井越来越深, 单井酸化压裂液的用量越来越大。同时由于酸化压裂工艺的不断改进, 人们对地层的认识越来越清晰, 对酸化压裂过程中酸化压裂液中铁离子对地层的伤害机理认识逐步加深。因此, 必须严格控制酸化压裂液中铁离子浓度, 满足酸化压裂作业工艺的要求。
酸化压裂液中铁离子主要来源于:酸化压裂液对储罐及其附件的腐蚀、酸化压力液溶蚀作业管道铁锈和地层中含铁矿物所产生的铁离子。由于酸化压力液溶蚀作业管道铁锈和地层中含铁矿物所产生的铁离子对于固定的井来说物理方法是很难控制和改变的。而最容易控制的就是酸化压裂液对储罐及其附件的腐蚀产生的铁离子。因此, 对酸化压裂液罐采用合理的防腐方案和防腐工艺是控制酸化压裂液中铁离子浓度的有效方法。
吐哈油田公司机械厂有多年的油田用工程罐的设计制造经验, 研制过储油罐、泥浆罐、修井作业用工程罐、拖载式工程罐、普通酸化压裂液罐等。防腐主要有普通防腐涂料防腐、海洋油漆防腐和耐油田污油污水的HT515专用防腐涂料防腐等防腐措施。满足了不同时期、不同使用条件下油田对工程罐的需求。
吐哈油田公司机械厂在2005年研制过普通酸化压裂液罐, 内防腐采用特种环氧涂料防腐工艺。基本满足当时普通酸化压裂作业使用要求。但储罐腐蚀严重, 无法满足大型酸化压裂的要求。2010年吐哈油田井下技术作业公司塔里木分公司为了满足在塔河油区进行大型酸化压裂要求, 需要定制15个60 m3酸化压裂液罐, 要求罐内壁采用内衬玻璃钢防腐, 避免金属材料与酸液直接接触, 有效控制酸化压裂液罐中液体的铁离子浓度。为此, 针对用户的需求开展了内衬玻璃钢防腐酸化压裂液罐的研究。
1 结构设计
井下技术作业公司塔里木分公司于2010年4月提出配套15个60 m3酸化压裂液罐的需求, 提出的要求:环境温度为-35~+50℃, 使用情况恶劣;设计制造具备结构先进, 工作可靠、移动方便、无渗漏、无变形, 对环境无污染, 对人员健康无伤害的基本条件;罐体内壁做8层玻璃钢防腐, 要求耐盐酸30%、氢氟酸5%;罐体外表面进行三个层次涂料 (底漆、中间漆和面漆) 的喷涂, 总涂层厚度不小于0.3 mm;罐体底板采用前后造斜设计, 前端设置收液槽, 便于将罐内液体放净, 并方便清洗。
1) 罐体外形尺寸的确定。井下公司要求配备的酸化压裂液罐的容量为60 m3。综合考虑运输和方便现场计量:设计罐体宽度为3 000 mm, 长度为10 000 mm, 由于底盘采用造斜结构, 需要增加罐体的整体高度来满足容量的要求, 考虑材料尺寸罐体高度设计为2 000 mm, 罐顶采用100mm型钢制作, 使罐体部分高度增加到2 100 mm, 满足了罐体容量的要求。考虑强度和刚度底盘选用250mm型钢。最终确定罐体部分最大外形尺寸为10 000 mm×3 000 mm×2 100 mm。整罐最大外形尺寸为10 800 mm×3 250 mm×2 950 mm (图1) 。
2) 造斜底盘的设计[1]。底盘是酸化压裂液罐的承重部件, 同时是罐体底板造斜和罐壁焊接的基准, 是主要的承力、受力构件。由于酸化压裂液罐装满液体的重量达到60t, 加上罐体自重13t, 总重高达73t, 全部需要底盘来进行承受。因此, 底盘的强度和刚度是酸化压裂液罐正常使用的重要保证。由于底盘直接与地面接触, 只要地面强度足够, 罐体重量将直接传递到地面。因此, 底盘自身不会发生挠曲变形, 底盘主梁进行常规类比设计即可, 设计选用250 mm工字钢作为主梁。如果全底盘材料均选用250 mm型材, 则所有拉筋在使用中均不存在挠曲变形, 设计较为简单方便。但全部采用250 mm型材将使罐体自重较大, 不利于搬迁和运输。因此, 除主梁和外侧横梁采用250 mm工字钢外, 其余横梁采用160 mm和250 mm槽钢间隔布置, 裙边采用100mm角钢的设计。由于裙边与罐壁瓦楞板焊接成一个整体, 强度和刚度均不存在问题。因此, 只需要对中间160 mm横梁进行校核即可, 同时横梁间距还直接影响罐体底板的挠曲变形。
初步设计中间7道横梁, 间距1 230 mm, 其中4道为160 mm槽钢。用Pro/E对横梁和罐体底板进行校核, 如图2、图3, 从分析结果中得出, 采用该结构形式, 横梁和底板上的最大变形为3.67 mm, 横梁和底板上的最大应力为146 MPa, 满足设计和使用要求, 该结构设计合理。
为了保证将罐内残液全部放净, 收液槽必须低于罐体底板。因此, 将收液槽设计在底盘上。为了保证起吊可靠, 方便现场操作, 起吊装置设计在底盘上。罐体底板造斜根据吸液管尺寸和现场实际使用经验设计, 采用前后罐体底板落差150 mm造斜结构 (图4) 。
3) 瓦楞罐壁的设计[5,6]。罐体外形尺寸已经设定, 只需要对罐壁结构形式进行设计。为了防止使用中罐壁变形, 一般设计成平板内部加强筋的结构, 该结构内部防腐困难, 易形成缺陷。经过结构和工艺性对比, 决定采用瓦楞罐壁结构, 利用瓦楞作为加强筋, 提高罐壁刚性。
由于酸化压裂液罐使用环境恶劣, 考虑安全、使用寿命和实际材料情况等因素, 材料采用δ8 mm的Q235B钢板压制成瓦楞形状, 瓦楞间距800 mm。瓦楞设计成型后用Pro/E进行强度和刚度验算 (图5、图6) 。
从分析结果中得出, 该结构尺寸瓦楞板上的最大变形为5.5 mm, 最大应力为330 MPa, 该应力出现在瓦楞尖角两端应力集中处, 瓦楞中间应力集中处最大不超过200 MPa, 瓦楞板其它部位应力均在100 MPa以下。在局部应力集中处会出现塑性强化, 不会造成破坏。根据实践经验和理论数据综合分析, 该结构设计满足实际使用要求, 该结构设计合理 (图7) 。
4) 不锈钢搅拌器的设计[2,3,4]。根据井下情况不同, 酸化压裂液中需要添加不同的化学物质, 如表面活性剂、稠化剂等, 由于不同化学物质的化学及物理性质差异大, 相互间混合困难, 只有通过强力的物理搅拌进行混合, 才能满足使用要求。因此, 搅拌器在酸化压裂液配置过程中作用不可替代。由于搅拌器搅拌轴长期浸泡在酸化压裂液中, 且与液体间形成高速流动, 相同的材料腐蚀速度较相对流动速度慢的罐壁要快得多。因此, 搅拌器的耐腐蚀要求比罐壁要高得多。同时由于酸化压裂液中难溶物质大部分漂浮在液体表面, 和钻井液的情况完全相反, 直接用泥浆搅拌器代替酸化压裂液搅拌器不能完全达到酸化压裂液的搅拌要求。因此, 需要根据酸化压裂液的搅拌特点设计新结构的搅拌器。为了满足耐腐蚀的要求, 新结构搅拌器的搅拌轴全部选用了1Cr18Ni12Mo3Ti不锈钢材料 (由于供货周期等原因, 最后选用的不锈钢材料是316L, 相当于00Cr17Ni14Mo2) 。然后对搅拌轴浸入液体部分进行玻璃钢内衬防腐。
为了提高液体表面的搅动效果, 同时还要保证底部液体的搅拌效果, 将搅拌叶轮的位置相对于泥浆搅拌器上移了200 mm (图8) 。
5) 出液管线的设计。酸化压裂液罐出液管线是将配置好的酸化压裂液排出, 以及将酸化压裂液罐中残液排净的装置。由于酸化压裂液价格高、腐蚀性强、环境影响大, 希望能尽量将罐中的液体全部泵入井内, 减少对环境的影响。同时在清罐时能将罐中残液全部放净, 减少对罐体的不必要腐蚀。因此, 出液管线的管口应尽量低。
设计出液管线管口低于收液槽底板, 利用泵吸罐内液体时, 能将剩余液体控制在0.1 m3以下, 大大提高了酸化压裂液的利用率。清洗罐时能将罐内残液全部放净, 满足现场使用要求。由于出液管线长期浸泡在酸化压裂液中, 管线及附件腐蚀严重, 如果在使用中出现腐蚀损坏而造成酸化压裂液渗漏, 将严重影响酸化压裂作业的正常工作, 还可能造成严重污染事故。因此, 出液管线设计成了双不锈钢蝶阀控制的结构形式 (图9) 。
2 防腐研究
由于罐体要求耐盐酸30%、氢氟酸5%, 如果采用普通防腐措施, 无法保证罐体寿命, 同时也无法控制酸化压裂液中的铁离子浓度。因此, 必须采用内衬玻璃钢防腐工艺, 以满足酸化压裂工艺的要求。
1) 酸化压裂中铁离子对地层伤害[9,10]。
酸化压裂液中铁主要以二价铁离子和三价铁离子的形式存在。酸化压裂液进入地层后酸液与地层发生反应, 随着时间的推移, 酸化压裂液的p H值会逐步升高。随着p H值的逐步升高, 酸化压裂液中的铁离子可以水化沉淀或与储层内部物质反应产生沉淀。这些沉淀如果集聚在井眼附近, 就会导致产量下降, 影响酸化压裂的效果。
引起堵塞的主要是三价铁离子产生的沉淀, 如铁离子与储层中的硫化氢反应可生成硫和氢氧化铁沉淀:
此外, 二价铁离子与硫化氢反应也会生成沉淀:
铁化物以酸渣形式的胶体沉淀, 既可堵塞储层, 又是一种乳化稳定剂, 促使沥青质、胶质堵塞储层。从而在酸化压裂过程中或酸化压裂完成后产生新的储层伤害。
2) 玻璃钢内衬防腐工艺研究[3,7,8]。
酸化压裂液中铁离子主要来源于酸化压裂液对储罐及其附件的腐蚀、酸化压力液溶蚀作业管道铁锈和地层中含铁矿物所产生的铁离子。由于酸化压力液溶蚀作业管道铁锈和地层中含铁矿物所产生的铁离子, 对于确定的井来说物理方法是很难控制和改变的。而最容易控制的就是酸化压裂液对储罐及其附件的腐蚀产生的铁离子。因此, 对酸化压裂液罐采用合理的防腐方案和防腐工艺, 是控制酸化压裂液中铁离子浓度的有效方法。
随着技术的发展, 钢制储罐内衬玻璃钢防腐技术达到比较高的水平:玻璃钢内衬钢制储罐既具有钢制储罐刚性好, 适用于频繁搬迁和野外作业的要求, 又具有良好的耐腐蚀性能的特点, 特别适用于酸化压裂液罐的使用要求。因此, 决定对罐体与酸化压裂液直接接触部分和搅拌器搅拌轴进行内衬玻璃钢防腐。
制定合适的内衬玻璃钢防腐工艺是保证酸化压裂液罐满足使用要求的关键。经过反复研究和论证, 与专业防腐公司多次的技术交流, 决定采用以下内衬玻璃钢防腐工艺:钢材表面打磨除锈→涂底层树脂→填料树脂、玻纤布→填料树脂、玻纤布→填料树脂、玻纤布→填料树脂、玻纤布→打磨检修→涂一层净树脂。
罐体内衬玻璃钢技术要求:a.采用8层玻璃钢防腐, 即使用0.1 mm玻纤布8层或0.2 mm玻纤布4层。b.表面喷砂或抛丸除锈达到GB/T8923标准规定的Sa2.5级;或采用手工方法除锈, 质量不低于GB/T8923标准规定的St3级。c.采用的填料树脂必须满足耐盐酸31%、氢氟酸5%的要求。d.玻纤布采用无碱玻纤布, 性能和规定符合JC/T281《无碱玻璃纤维无捻粗纱布》的规定。e.罐内转角处用腻子刮成慢坡或做成圆弧, 坡脚大于15 mm。f.玻纤布采用对接式连续铺贴法制作, 搭接宽度≥50 mm, 转角处搭接宽度≥150 mm。g.转角处较其它地方增贴两层玻纤布, 搭接宽度≥150 mm。h.外观色泽均匀, 表面平整光滑, 无其它杂物和外露玻纤布;无针孔、气泡、起鼓、裂纹、脱层、发白等现象。
3 关键技术
在酸化压裂液罐的设计和制作过程中, 重点进行了以下几方面的技术研究:1) 造斜底盘的结构设计。方便罐体清洗;合理布置拉筋, 在保证罐体底板合理刚度的条件下, 减轻底盘的重量。2) 收液槽和低排液管的设计。减少酸化压裂液罐中液体残留量, 提高了酸化压裂液的使用率, 方便罐体的清洗。3) 不锈钢搅拌器的设计。提高搅拌器的耐腐蚀性能, 增强了搅拌器对酸化压裂液的搅拌效果。4) 玻璃钢内衬防腐的研究。解决酸化压裂液中由于储罐腐蚀造成的溶液中铁离子浓度升高而造成地层伤害的问题。
4 现场应用
从2004年开始试验, 前期制作5个罐采用表面喷涂海洋漆进行防腐工艺, 使用过程中发现防腐蚀性能无法达到设计要求, 加上铁离子析出, 造成液体中铁离子浓度升高, 影响酸化压裂效果。
2006年根据现场要求进行论证, 酸化压裂液罐改用玻璃钢内衬防腐工艺, 一次制作20个60 m3酸化压裂液罐, 严格按照防腐工艺进行施工和验收, 保证内衬玻璃钢的附着力和表面防腐性能。并在吐哈油田井下塔里木分公司现场进行应用, 防腐效果优良, 满足大型酸化压裂对溶液的化学性能要求, 提高罐体使用寿命。
20个酸化压裂液罐交付使用后, 通过回访调查, 用户对罐体防腐性能、清洗能力、保证压裂液化学性能等方面非常满意, 为现场大型酸化压裂提供了设备保障。平均每个罐内衬玻璃钢寿命在3a以上, 由于罐体刚性好, 抗变形能力强, 间接提高了玻璃钢内衬的使用寿命。酸化压裂液罐中液体残留量少于100L, 大大提高了溶液的使用率, 同时降低残液的处理费用。罐体的清洗方便, 一般只需要用清水进行直接冲洗就可以将罐内壁清洗干净, 人不用每次都进入罐内进行清洗, 提高了安全性, 降低清罐劳动强度, 减少污水排放。
5 结论
通过酸化压裂液罐的研制, 满足了修井作业现场大型酸化压裂作业的需求, 提高了酸化压裂液罐的耐腐蚀性能, 有效控制了酸化压裂液在储罐中的铁离子浓度, 降低了酸化压裂后由于铁质沉淀而造成的底层伤害风险。不锈钢搅拌器的设计, 提高了搅拌轴的耐腐蚀性能, 使不锈钢搅拌器更加适用于对酸化压裂液的搅拌, 提高了搅拌效果。造斜底盘、双不锈钢蝶阀出液管线和收液槽的组合设计, 提高了系统的安全性和酸化压裂液的利用率, 使酸化压裂液罐的现场清理更加方便快捷。玻璃钢内衬防腐的选择和内衬玻璃钢防腐技术及工艺研究, 提高了工程罐整体防腐水平, 有效解决了酸化压裂液罐的腐蚀问题。
摘要：文中从酸化压裂液罐设计、材料选用、制作工艺、防腐设计等方面进行阐述, 严格控制酸化压裂液罐在盛酸过程中酸液与铁金属材料的反应, 减少铁离子析出, 满足油田现场酸化压裂作业工艺的要求。
关键词：酸化,压裂,罐,研制
参考文献
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