Study on an All-in-One Solid-Free Suspension as Flow-Back Fluid for Deep Coal-Bed Methane Development
-
摘要: 由于深层煤层气压裂液返排液矿化度高、成分复杂、难以重复，而目前的悬浮液基压裂液体系固含量较高，易对致密煤层造成严重伤害。因此，该研究以油溶性聚合物ZL-1作为稳定剂，白油作为溶剂，依次添加聚丙烯酰胺减阻剂AE，激活剂异丙醇，转相剂OPE-10，配制无固相一体化悬浮液。利用单因素控制变量法确定各组分种类筛选，并结合正交实验，确定悬浮体系配方为65%白油、1.3%稳定剂、3.25%转相剂、0.455%激活剂、30%减阻剂。评价了悬浮压裂液的综合性能。测试结果表明，在200 g/L矿化度下，无固相悬浮液配制压裂液比与传统含膨润土稳定剂的悬浮液压裂液的表观黏度增加了40%，通过SEM与Zeta电位及纳米粒度分析仪证明：无固相悬浮压裂液的致密层片状结构，具有更好的耐盐屏蔽效应。此外，无固相悬浮压裂液破胶后无残渣，对煤样渗透率的平均伤害率小于15%，可成功应用于深层煤层气高矿化度返排液重复配液。Abstract: The flowback fluid of a fracturing fluid for fracturing formations containing deep buried coalbed methane (CBM) has high salinity and complex components, and is therefore hard to be reused. The suspension based fracturing fluids widely used in present have high solids contents which can cause serious damage to tight coal beds. To deal with these problems, a solids-free integrated suspension has been developed with an oil-soluble polymer ZL-1 as the stabilizer, white oil as the solvent, and into the solvent add the following additives one by one: a polyacrylamide drag-reducer AE, an isopropanol initiator and OPE-10 as the phase change material (PCM). The single-factor control variable method is used in determining the type of each of the components for the reaction; using the orthogonal experiment method, the optimum composition of the suspension is determined as: 65% white oil, 1.3% stabilizer, 3.25% PCM, 0.455%initiator, 30% drag reducer. Results of the evaluation of the general performance of the suspension show that at a salinity of 200 g/L, the apparent viscosity of a fracturing fluid made from the solids-free suspension is 40% higher than the apparent viscosity of a fracturing fluid made from the conventional suspensions containing bentonite stabilizers. SEM analysis, Zeta potential measurement and nanometer particle size analysis prove that the dense layered structure formed in the solids-free suspension fracturing fluid has better salt-resistant shielding effect. Moreover, after gel breaking, the solids-free suspension fracturing fluid has no residue remained, the average permeability damage of the solids-free suspension fracturing fluid to the coal samples is less than 15%, and is therefore reusable in deep coalbed methane fracturing.
-
Key words:
- Coalbed methane /
- Fracturing fluid /
- Fracturing flowback fluid /
- Suspension
-
0. 引言
我国煤层气资源丰富，2000 m以深的煤层气资源量为4.071×1013 m3，其中2000～3000 m 深度的煤层气资源量为1.847×1013 m3[1-2]。煤储层具有“致密、微孔、多孔、特低渗”特性，与常规天然气储层差异较大。目前，水力压裂技术是应用最广泛的储层改造技术之一，其中水基压裂液是压裂工艺的关键工作液，主要包括瓜胶压裂液、交联冻胶压裂液、活性水压裂液、清洁压裂液、滑溜水压裂液等。虽然大规模的水基压裂在煤层气开发方面取得成效，但是也显露出一些问题。由于压裂液返排液的矿化度高（大于1×105 mg/L）、成分复杂，返排液重复使用困难。大规模的水基压裂液使用造成水资源的消耗，尤其是我国西部水资源匮乏地区，水资源的消耗将提高水力压裂的成本。因此，探究深层煤层气返排液用的压裂液体系对压裂增产技术的改进具有重要的意义[3-5]。
悬浮液是一类以有机醇或白油为分散介质[6]，加入乳化剂、抗沉降剂（也称稳定剂）等添加剂，形成悬浮基液，再加入粉状增稠剂，通过高速搅拌形成悬浮液体系，其具有较好的耐温耐盐性能，在深部储层改造方面具有良好的效果。Wang等[7]开发了一种溶于聚乙二醇的悬浮液体系，以聚酰胺蜡和改性膨润土的混合物为抗沉降剂，可以维持30 d不发生沉降，黏度保持在177 mPa·s，悬浮剂体系能均匀分散到水中，且黏度可调，减阻率大于70%。但常规的一体化悬浮液以有机膨润土[8]或改性纳米二氧化硅[9]作为稳定剂，固相颗粒会造成压裂液的固相残渣含量高，导致对目标储层的伤害[10-11]。
因此，研究以油溶性聚合物稳定剂ZL-1,制备一种无固相的悬浮液体系，破胶后无固体残渣，减少对目标储层的伤害，并评价其在高矿化度下的减阻、耐盐、破胶和储层伤害等性能，初步探索悬浮液在现场返排液重复配液中的综合性能。
1. 实验部分
1.1 材料与仪器
白油（工业级）、甲醇、乙醇、异丙醇、辛基酚聚氧乙烯醚（OPE-10）、氯化钠、氯化镁、氯化钙均为分析纯。聚合物稳定剂ZL-1为聚(甲基丙烯酸-co-甲基丙烯酸十八酯)、聚丙烯酰胺AE。S312-90低速搅拌器、HX1002T电子天平、DHG-9023A电热恒温鼓风干燥箱、MCR102安东帕流变仪、80-2低速离心机、 ZNN-D6六速旋转黏度计、HAMZ-IV型压裂液摩阻仪。
1.2 实验方法
1.2.1 无固相一体化悬浮液的制备
首先，将一定量的白油和聚合物稳定剂混合在烧杯中，在常温下搅拌至稳定剂溶解，溶液呈淡蓝色。然后，依次加入激活剂（甲醇、乙醇或异丙醇）、转相剂（OPE-10）、减阻剂（聚丙烯酰胺AE），在200 r/min 下搅拌5 min，获得均相的悬浮液体系。
1.2.2 性能评价
1）减阻率。测定悬浮液压裂液在不同减阻剂浓度（0.1%、0.3%）以及不同矿化度（1×104、4×104、1×105、2×105 mg/L）下的减阻率。
2）耐盐性能。称量一定量（0.1%～0.5%）的悬浮液溶溶于不同矿化度水中，在转速下搅拌均匀，配制压裂液，测定转速100 r/min下的黏度。矿化水为实验室配制，其中NaCl、CaCl2、MgCl2的质量比为13∶6∶1。
3）破胶性能。在0.4%减阻剂含量的压裂液中加入0.04%过硫酸铵后，放置在60 ℃烘箱中破胶，记录完全破胶所需时间及破胶液的残渣含量。
4）储层伤害性能。采用多功能岩心驱替装置，测试0.4%减阻剂含量的压裂液的破胶液。
1.2.3 现场返排液配制压裂液的综合性能测试
现场返排液来自区块压裂施工返排液（矿化度达1.5×105 mg/L），采用返排液直接配制悬浮液压裂液，测试其耐盐性能、减阻性能、破胶性能等。
2. 结果与讨论
2.1 无固相一体化悬浮液的制备
悬浮液以白油为溶剂，聚丙烯酰胺AE为主剂，依次加入聚合物稳定剂ZL-1、激活剂（甲醇、乙醇或异丙醇）、转相剂（OPE-10）制备无固相的一体化悬浮液。
2.1.1 聚合物稳定剂含量优化
如表1所示，随稳定剂用量的增加，悬浮液体系的稳定性逐渐变好，但流动性逐渐变差。考虑现场作业中泵送条件的要求，选定稳定剂含量为1.3%，此减阻剂分散体系具有较好的稳定性及流动性。
表 1 聚合物稳定剂含量对悬浮液体系的影响稳定剂/% 流动性 稳定性 黏度/mPa·s 1.0 很好 差 79 1.3 很好 好 85 1.5 一般 好 84 2.0 差 很好 85 2.5 极差 极好 78 2.1.2 各组分添加剂含量优化
以异丙醇作为激活剂、OPE-10作为转相剂，稳定剂加量为1.3%，减阻剂（AE）加量为30%，但由于稳定剂、激活剂、转相剂的含量对悬浮液的影响具有相关性，所以采用正交实验对含量进行优化，结果见表2。
表 2 激活剂、转相剂含量对悬浮液体系的影响异丙醇/
%OPE-10/
%η/
mPa·s异丙醇/
%OPE-10/
%η/
mPa·s0.325 1.45 74 0.325 3.25 72 0.390 1.45 72 0.390 3.25 73 0.455 1.45 76 0.455 3.25 86 0.520 1.45 83 0.520 3.25 75 0.325 2.35 68 0.325 4.15 69 0.390 2.35 71 0.390 4.15 66 0.455 2.35 72 0.455 4.15 69 0.520 2.35 74 0.520 4.15 69 由表2可知，激活剂含量在0.325%～0.455%时，悬浮液的黏度不断增加，这是由于异丙醇上的羟基能与稳定剂形成氢键，使结构更加稳定；激活剂含量在0.455%～0.520%时，溶液黏度增大不明显，这是由于稳定剂的含量不变，能与激活剂形成羟基的位点不变。无固相一体化悬浮液体系最优配方为：65%白油+1.3%聚合物稳定剂+3.25%转相剂+0.455%激活剂+30%减阻剂。
2.2 一体化悬浮压裂液的综合性能评价
探究了无固相悬浮液体系在高矿化度水中的耐盐性能、减阻性能，进而评价了一体化悬浮压裂液的破胶性能及储层伤害性能。
2.2.1 减阻性能
减阻性能测试结果见图1。可知，当矿化度大于4×104 mg/L时，减阻率变化较小，表现出一定的耐盐性能。在0.1%减阻剂用量下，当流量大于25 L/min时，减阻率大于65%，可以满足现场施工要求。当减阻剂用量增加到0.3%时，溶液黏度增大，减阻性能降低，但在流量大于35 L/min时，溶液的减阻率大于65%。
2.2.2 耐盐性能
用2×105 mg/L矿化度水配制了无固相和膨润土悬浮压裂液，其黏度如图2所示。可知，随着减阻剂浓度增大，溶液黏度逐渐增大。无固相悬浮压裂液的表观黏度大于膨润土稳定悬浮压裂液，在0.4%减阻剂含量下，无固相悬浮压裂液的表观黏度提高了约40%。
不同矿化度下含量为0.5%减阻剂悬浮压裂液的表观黏度如图3所示。可知，随着矿化度的增大，压裂液的黏度不断减小。在矿化度大于4×104 mg/L矿化度时，压裂液的黏度几乎不变。此外，发现无固相悬浮液溶液的表观黏度始终优于膨润土悬浮液，表明无固相的悬浮压裂液的耐盐性能优于膨润土悬浮压裂体系。
2.2.3 破胶性能
将配制的溶液放置在70 ℃烘箱中破胶，6 h可彻底破胶，破胶后胶液黏度为2.3 mPa·s。如图4（a）所示，无固相悬浮液溶液破胶后上层出现一层油状物，ZL-1溶于表层的油相中，所以未有固体颗粒呈现，几乎无残渣。而使用有机膨润土作为稳定剂的一体化悬浮液，其在破胶后，破胶液上层悬浮一层膨润土残渣，残渣量大于3×103 mg/L，如图4（b）所示，在地层中会堵塞、损伤地层，影响采收率。因此，以聚合物稳定剂悬浮体系所配制的一体化压裂液为无固相的压裂液体系，这将有利于降低压裂液对储层的伤害。
2.2.4 储层伤害性能测试
如表3所示，悬浮液压裂液对煤样渗透率的平均伤害率小于15%，这是由于以聚合物ZL-1作为稳定剂的无固相悬浮液，配成压裂液破胶后聚合物稳定剂不会析出，还是溶解在体系中，几乎没有固体残渣，对渗透率的伤害率减小。
表 3 煤心渗透率伤害测试结果编号 注入量/
PV渗透率/
10−3 μm2渗透率/
10−3 μm2渗透率
伤害率 /%1# 0.3 0.90 0.80 7.11 2# 0.5 1.98 1.78 10.23 3# 0.7 1.75 1.52 13.36 2.3 一体化悬浮压裂液的耐盐机理分析
2.3.1 SEM扫描电镜形貌表征
将ZL-1为稳定剂的无固相一体化悬浮液与以膨润土为稳定剂的悬浮液分别配制成压裂液，探测了一体化悬浮压裂液的微观形貌。如图5所示，无固相悬浮液溶液微观结构为多层片状结构，而膨润土稳定剂悬浮液溶液的微观结构为三维网络状结构。多层片状结构的连续性优于三维网络状结构，并且刚性强于网络结构，使其在高矿化度的盐溶液中，抵抗阳离子的屏蔽作用更强，分子不易卷曲，黏度损失更小，耐盐性能更好。而网络状结构不紧密，相对于多层片状结构抵抗阳离子的屏蔽作用弱，分子卷曲空间大，卷曲程度大，耐盐性弱于无固相一体化悬浮液。与表观黏度评价结果一致。
2.3.2 粒径分析
通过Zeta电位及纳米粒度分析仪分别测试无固相一体化悬浮液和膨润土悬浮液的粒径分布。如图6所示，无固相一体化悬浮压裂液的平均粒径分布在273 nm左右，而膨润土稳定悬浮压裂液的平均粒径分布在1208 nm左右。这表明无固相一体化悬浮压裂液中的分子比膨润土悬浮压裂液中分子相邻更紧密，刚性更强，分子不易卷曲压缩，抵抗高矿化度溶液中阳离子的屏蔽效应更强。所以无固相一体化悬浮液的耐盐性能优于膨润土悬浮液，与SEM 电子显微镜图分析相印证。
2.4 现场返排液配制压裂液性能测试
2.4.1 表观黏度
测定了不同一体化悬浮液用量下返排液配压裂液的黏度如图7所示。可以看出，随着悬浮液的浓度增加，溶液的黏度不断增大，减阻剂用量在0.2%以上，溶液的黏度可达12 mPa·s以上；0.4%减阻剂用量下，溶液的黏度可达36 mPa·s以上，满足现场返排液配制压裂液的黏度要求。
2.4.2 减阻率
不同流量下返排液配制压裂液的减阻率测试，见表4。可知，0.1%减阻剂含量下返排液配制压裂液的减阻率分布在64%～70%之间，平均减阻率大于67%；而0.3%减阻剂用量下返排液配制压裂液的减阻率分布在54%～67%之间，平均减阻率大于62%，整体可满足在高矿化度返排液中的减阻率需求，可适用于现场返排液配制压裂液。
表 4 不同浓度悬浮液用返排液配制压裂液的减阻率测试流量/
L·min−10.1%减阻剂的
减阻率/%0.3%减阻剂的
减阻率/%20 64.5 54.2 25 64.2 60.1 30 66.5 63.4 35 68.9 65.7 40 69.6 67.1 2.4.3 破胶性能
考虑不同地层的温度不同，分别在60℃、70℃、80℃、90℃下进行破胶实验，返排水配制压裂液破胶后现状如图8所示。
由图8可知，破胶液破胶后上层出现一层油状物，未有固体颗粒残渣出现。实验结果还表明，无固相的清洁压裂液体系，有利于降低压裂液对储层的伤害，满足深层煤层气的清洁、高效开采。
3. 结论
1.无固相一体化悬浮液体系最优配方：65%白油、1.3%聚合物稳定剂、3.25%转相剂、0.455%激活剂、30%减阻剂。
2.无固相悬浮压裂液的表观黏度比膨润土为稳定剂的悬浮压裂液的表观黏度大40%以上，且无固相悬浮压裂液破胶后无残渣，对煤样渗透率的平均伤害率小于15%。
3.通过SEM电子显微镜和Zeta电位及纳米粒度分析仪对无固相悬浮液进行耐盐机理分析，证明无固相悬浮液的耐盐性能优于膨润土稳定悬浮液。
4.返排液配制0.4%减阻剂含量悬浮压裂液的的黏度可达36 mPa·s以上，平均减阻率大于62%，破胶后无残渣。
-
表 1 聚合物稳定剂含量对悬浮液体系的影响
稳定剂/% 流动性 稳定性 黏度/mPa·s 1.0 很好 差 79 1.3 很好 好 85 1.5 一般 好 84 2.0 差 很好 85 2.5 极差 极好 78 
下载: 导出CSV
表 2 激活剂、转相剂含量对悬浮液体系的影响
异丙醇/
%OPE-10/
%η/
mPa·s异丙醇/
%OPE-10/
%η/
mPa·s0.325 1.45 74 0.325 3.25 72 0.390 1.45 72 0.390 3.25 73 0.455 1.45 76 0.455 3.25 86 0.520 1.45 83 0.520 3.25 75 0.325 2.35 68 0.325 4.15 69 0.390 2.35 71 0.390 4.15 66 0.455 2.35 72 0.455 4.15 69 0.520 2.35 74 0.520 4.15 69
下载: 导出CSV
表 3 煤心渗透率伤害测试结果
编号 注入量/
PV渗透率/
10−3 μm2渗透率/
10−3 μm2渗透率
伤害率 /%1# 0.3 0.90 0.80 7.11 2# 0.5 1.98 1.78 10.23 3# 0.7 1.75 1.52 13.36
下载: 导出CSV
表 4 不同浓度悬浮液用返排液配制压裂液的减阻率测试
流量/
L·min−10.1%减阻剂的
减阻率/%0.3%减阻剂的
减阻率/%20 64.5 54.2 25 64.2 60.1 30 66.5 63.4 35 68.9 65.7 40 69.6 67.1
下载: 导出CSV
-
[1] YEKEEN N, PADMANABHAN E, IDRIS A K. A review of recent advances in foam-based fracturing fluid application in unconventional reservoirs[J]. Journal of Industrial and Engineering Chemistry, 2018, 66:45-71. doi: 10.1016/j.jiec.2018.05.039 [2] YANG B, ZHAO J Z, MAO J C, et al. Review of friction reducers used in slickwater fracturing fluids for shale gas reservoirs[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2019, 62:302-313. doi: 10.1016/j.jngse.2018.12.016 [3] ALMUBARAK T, NG J H, NASR–EL–DIN H A. Dual-polymer hydraulic-fracturing fluids: a synergy between polysaccharides and polyacrylamides[J]. SPE Journal, 2019, 24(6):2635-2652. doi: 10.2118/191580-PA [4] ALMUNTASHERI G A. A critical review of Hydraulic-Fracturing fluids for moderate-to Ultralow-Permeability formations over the last decade[J]. SPE Prod & Oper, 2014, 29(4):243-260. [5] 申金伟,袁文奎,赵健,等. 用返排液作基液的压裂液配方研究[J]. 钻井液与完井液,2022,39(2):241-247.SHEN Jinwei, YUAN Wenkui, ZHAO Jian, et al. Study on formulating fracturing fluids with used fracturing fluids for tight gas reservoirs[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2022, 39(2):241-247 [6] SHI S L, SUN J S, LYU K H, et al. Comparative studies on thickeners as hydraulic fracturing fluids: suspension versus powder[J]. Gels, 2022, 8(11):722. doi: 10.3390/gels8110722 [7] 王鹏祥, 张祥枫, 张丹丹. 水性低伤害悬浮降阻剂体系的研究与应用[J]. 钻井液与完井液,2021,38(4):510-516.WANG Pengxiang, ZHANG Xiangfeng, ZHANG Dandan. Study and application of a low damaging drag reducing hydrophilic suspension[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2021, 38(4):510-516. [8] 赵珊珊. 白油基油包水型乳状液稳定性研究[D]. 济南: 山东大学, 2020.ZHAO Shanshan. Studies on stability of white oil-based water-in-oil emulsions[D]. Jinan: Shandong University, 2020. [9] FAKOYA M F, SHAH S N. Rheological properties of surfactant-based and polymeric nano-fluids[C]//Paper presented at the SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conference & Exhibition. The Woodlands, Texas, USA, 2013: SPE-163921-MS. [10] 宫大军,吴志明,白岩,等. 低成本耐高温海水基胍胶压裂液[J]. 钻井液与完井液,2024,41(2):256-261. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.02.016GONG Dajun, WU Zhiming, BAI Yan, et al. A low cost high temperature seawater-based guar gum fracturing fluid[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2024, 41(2):256-261. doi: 10.12358/j.issn.1001-5620.2024.02.016 [11] 林海,张成娟,赵文凯,等. 增黏助排一体化聚合物分散液制备及性能评价[J]. 钻井液与完井液,2023,40(5):678-684.LIN Hai, ZHANG Chengjuan, ZHAO Wenkai, et al. Preparation and properties of viscosification and drainage integrated polymer dispersion[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2023, 40(5):678-684. -
下载:
点击查看大图
计量
- 文章访问数: 152
- HTML全文浏览量: 45
- PDF下载量: 33
- 被引次数: 0
