长庆油气田连续混配压裂液
第26卷第4期2009年12月25日
4092（2009）04-0376-03文章编号：1000-
油田化学
OilfieldChemistry
Vol.26No.425Dec，2009
长庆油气田连续混配压裂液
1
黄依理，杜
1
彪，谢
2
璇，苗
*
1111
林，刘自文，杨海燕，牛俊峰
（1.西安长庆化工集团公司研究所，712042）陕西西安710201；2.庆阳长庆井下油田助剂公司咸阳分公司，陕西咸阳，
8，摘要：长庆油气田连续混配压裂液中使用的增稠剂为羟丙基瓜尔胶改性产物CJ2-与羟丙基瓜尔胶相比，其水不溶物含量低（3.5%
5.5%），0℃水中高速搅拌15秒后分别放置3、30分钟，胶液黏度相近，溶解较快。在10℃、溶解
8的溶解率达到80%（现场时间曲线（60℃）表明，连续混配时只要CJ2-0.36%）HPG压裂液相比，0.30%连续混配压裂
率（以黏度计算）即超过80%。表观黏度
要求达到85%），压裂液即可满足施工要求。与低浓度（0.30%
3
液破胶性能良好，破胶残渣较低，对储层岩心的伤害率及其他性能相当。在连续混配车上以3m/min的排量在
19℃水中配制28.4m3CJ2-8溶液，搅拌混合4分2秒后定时取样，溶解率均超过90%。2005年在长庆油气田15井
3
2006年起在西峰、次压裂中试用连续混配压裂，配液总量超过2000m，出口溶解率超过88%，姬塬、苏里格等油气
田推广应用。图3表5参2
关键词：改性羟丙基瓜尔胶；速溶性；连续混配；溶解速率；压裂液；应用性能；长庆油气田
++
中图分类号：TE357.12：TE357.13
文献标识码：A
长庆油田压裂液技术经过多年的发展，已具有自身特色，开发了适用于不同地层的一系列水基压裂液，但多采用批量混配方式，即先配液再交联携砂
减轻对储层的伤害，施工。近几年来为了降低成本、
开发了低浓度HPG压裂液，在满足压裂液技术性能
及施工要求的同时，水不溶物含量、破胶残渣、对地压裂液中羟丙基瓜尔层的伤害率均有大幅的降低，胶的用量下降了25%35%，但配液工艺仍为批量劳动强度大，配液速度慢，残余液量多，易出现混配，“水包粉”现象，另外还有作业时间长、费用高、污染环境等缺陷。
连续混配压裂液技术
［1，2］
水不溶物含量和溶解速率，是连续混配压裂液水率、
8与羟丙基瓜尔胶CJ2-6均由庆中的增稠剂。CJ2-阳长庆井下油田助剂公司咸阳分公司生产。
1.1.1主要性能对比
CJ2-8增稠剂与CJ2-6羟丙基瓜尔胶水不溶物8%10%；0.3%原胶含量分别为3.5%5.5%、
25.5mPa·s、液黏度（30℃）相差不大，分别为21
2427mPa·s。CJ2-8在水中快速扩散手动搅拌下，“水包粉”6无现象，黏度快速增加。而CJ2-或分散，
在水中分散较慢，黏度增加慢，出现结块、上下浓度不均匀现象。1.1.2溶解速率
3S型高速搅拌机的搅拌杯中加入500在GJ-mL蒸馏水，6或低速搅拌下缓慢加入2.0gCJ2-CJ2-8胶粉，3000r/min搅拌1min，D6迅速用ZNN-型六速旋转黏度计（青岛海通达专用仪器厂）测量
1701/s），胶粉溶液黏度（25℃、即为0min的黏度；然后测量在25℃水浴中放置不同时间的黏度，计算
溶解率（测量黏度与最终黏度即放置4h黏度的比值）。两种胶粉的溶解率随时间的变化见图1。
则在保持良好的压裂
液性能的同时，实现了即配即压的连续混配压裂施工。
1
1.1
连续混配压裂液
速溶瓜尔胶增稠剂
8为代号的速溶瓜尔胶由羟丙基瓜尔胶以CJ2-
片改性而成，外观为淡黄色粉末，主要技术指标为含
*
01-05；修改日期：2009-12-17。收稿日期：2009-
1984年毕业于华东石油学院采油工程专业，作者简介：黄依理（1961－），男，高级工程师，从事油田化学剂开发与管理工作。牛俊峰
（1978－），2002年毕业于大庆石油学院精细化工专业，女，从事油田化学剂的研发、评价工作，本文通讯联系人，通讯地址：710201陕西省西安市泾河工业园泾渭三路西安长庆化工集团，E-mail：[email protected]。电话：029－86022263，
第26卷第4期黄依理，杜彪，谢璇等：
长庆油气田连续混配压裂液
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剂）+0.50%CF（助排剂）+0.50%COP（黏土稳定
剂）+0.04%CJ（耐温增强剂）；交联剂：50%JL交联剂，交联比100∶0.51.0（体积比），根据现场情况确定。
稠化剂、各种添加剂和交联剂均由庆阳长庆井
3S高速下油田助剂公司生产。使用青岛海通达GJ-搅拌机。连续混配装置由四机赛瓦石油钻采设备有
限公司生产，发动机功率266千瓦，最高车速可达
图1
CJ2-6与CJ2-8胶粉溶解率随时间的变化（25℃）
90公里/小时。压裂液的配制、流变等性能评价方
2005《法参考石油天然气行业标准SY/T5107-水基。压裂液性能评价方法》
1.2.1流变性
参考现场作业情况改变基液处理条件，连续混
而低浓度HPGF配压裂液基液在配完5min内测试，
基液放置4h待充分溶解后测试。二种压裂液基液
黏度（1701/s）随时间的变化见图2。由图可见，连续混配压裂液基液与低浓度HPGF压裂液基液在60℃的流变性能均较好
。
由图可见，高速搅拌1min后（即图中的0CJ2-8的溶解率比CJ2-6提高了10%20%，min），
其溶解率在50min后相同。如果延长搅拌时间，则
CJ2-8与水混合并高速搅拌3min后，黏度值即可达到最高。
1.1.3温度的影响
长庆油田压裂液现场使用温度一般在030℃。按3g/L水的用量将CJ2-6、CJ2-8与水在设
定温度高速搅拌15s后放置不同时间，测定其溶解30℃范围内，率的变化，见表1。结果表明，在0
二者的溶解率受温度影响较大；在各实验温度下CJ2-8的溶解率均高于CJ2-6；CJ2-6在30℃、15min
8的溶解率在10℃、3min的溶解率约80%，而CJ2-就已超过80%，更适合现场使用。
表1
时间
/min[1**********]0
6和CJ2-8溶解率（%，3g/L）不同温度下CJ2-30℃CJ2-644.458.362.579.287.593.8100
CJ2-888.0100
10℃CJ2-626.342.147.473.784.294.7100
CJ2-870.082.088.0100
CJ2-630.035.045.065.080.090.0100
0℃
CJ2-838.044.050.072.083.094.0100
图2
两种压裂液基液流变曲线对比
1.2连续混配压裂液的性能
低浓度羟丙基瓜尔胶压裂液（HPGF）基液：
0.30%0.36%CJ2-6（稠化剂）+0.50%CF（助排剂）+0.50%COP（黏土稳定剂）+0.1%CJSJ（杀菌剂）+0.04%CJ（耐温增强剂）；交联剂：50%JL交联剂，交联比100∶0.51.0（体积比），根据现场情况确定。
连续混配压裂液
8（稠化基液：0.30%CJ2-图3
达到不同溶解率的压裂液基液的流变曲线
增稠剂在水中的实际溶解率因温度变化而不
60℃时，CJ2-8基液的黏度分别达同，图3可以看出，90%、100%时测定，到最大黏度的80%、其流变性
年
能良好，但在基液的黏度只达到最大黏度的75%特别是60%时，流变性能很差。因此通过连续混配装置后，只要基液黏度达到最大黏度的80%（即溶解率达到80%）（30℃黏度不低于16.5mPa·s），就可满足压裂施工作业的要求。1.2.2破胶性
2005《根据石油天然气行业标准SY/T5107-水
，基压裂液性能评价方法》对0.3%连续混配压裂液进行了静态破胶实验（50℃），结果见表2。实验表
明，适量的破胶剂过硫酸铵（APS）可使压裂液完全破胶水化。
表2
时间[**************]0
2现场应用
在连续混配控制程序下，维持设定的配液比，调
8进入喷整供给瓜尔胶的螺旋喂料机转速，使CJ2-射型混合器中，清水泵从储水罐吸取施工用水，喷射
8与水充分混合，器喷射水流产生的压力使CJ2-在混合罐的高速搅拌下充分溶胀后由排出泵泵出，按
比例加入液体添加剂，混合均匀后进入混砂车。在连续混配车上的取样口取样。混合4分2秒后即连续混配车上的取样口有液体流出后，取1号样。
3
在连续混配车上，在3.0m/min的排量下，进
8增稠剂现场配液溶解率测试。干粉显示行了CJ2-
连续混配压裂液的破胶性（50℃）
·s不同APS加量下的黏度/mPa
0.03%
0.04%未水化
开始破胶10.67.56.92.7
0.05%14.19.86.82.1完全破胶完全破胶
0.06%9.85.42.41.7完全破胶完全破胶
未水化未水化未水化未水化开始破胶11.2
（喂料机下料速度）9kg/min，混合时间4分2秒，水
增稠剂总量98kg，剩余量12.5kg，总液量温19℃，
28.4m3。由表5可见，CJ2-8温度在20℃左右时，的溶解率超过90%。
表5
0.3%CJ2-8现场配液溶解率测试（21.5℃）
·s黏度/mPa开始15.018.021.021.020.5
最大
（静置60min）
15.519.522.522.522.5
溶解率/%96.792.393.393.391.193.3
1.2.3岩心伤害
取样间隔时间/min
02343平均
两种压裂破胶滤液对长庆油田西峰区块2口井长8储层天然砂岩岩心（直径2.5cm，长2.723.68cm）的伤害率见表3。结果表明，连续混配压裂液与低浓度HPGF对储层的平均伤害率均较小。
表3
压裂液连续混配
压裂液对储层岩心伤害实验
渗透率/10－3μm2初始
0.120.290.410.450.460.44
伤害后0.090220.330.360.350.34
伤害率/%24.823.419.219.924.522.5
平均伤害率/%22.5
2005年共实施连续混配压裂液现场试验15井次，配液量超过2000立方米，均取得了成功。配制的压裂液质量高，外观均匀透明，彻底消除了水包粉现象，平均出口黏度超过了设计要求（最高黏度的85%），达到了最高黏度的88%，各项技术指标均满足设计要求。采用该技术后在节约费用、降低环境污染的同时大大缩短了施工周期，提高了生产效率。从2006年起该技术已在西峰油田、姬塬油田、苏里格气田得到了大面积推广应用。
参考文献：
低浓度HPGF22.3
1.2.4
其他性能
由表4可以看出，两种压裂液的滤失性能好，破
破胶液表、界面张力相差不大。胶残渣较低，
表4
两种压裂液的其他性能对比
连续混配5.49×10－4
250.226.751.83
低浓度HPGF5.16×10－4
246.325.931.76
项目
滤失系数Cm/mmin（3.5MPa）
破胶液残渣含量/mgL－1破胶液表面张力/mNm破胶液界面张力/mNm*
**
－1－1
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（下转第394页。tobecontinuedonp.394）
0.05%APS。破胶条件：60℃，
年
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MicroencapsulationofOrganicChromiumCrosslinkerforPolymerGellingFluidasWaterShutoff/ProfileModificationAgent
LUOYue1，LIUDong-Ni1，HUQiu-Ping2，SUGao-Shen1
（1.CollegeofChemistryandEnvironmentalEngineering，YangtzeUniversity，Jingzhou，Hubei434023，PRofChina；2.OilProductionResearchInstitute，ShengliOilfieldBranchCompany，Sinopec，Dongying，Shandong257005，PRofChina）
Abstract：Anorganicchromiumcrosslinker（OCrC），beingadarkgreenliquid，containing67%Cr3+anddevelopedbyShengliOilProductionResearchInstitute，wassolidifiedbyusingaspeciallychosenabsorbent，lightcalciumcarbonate，andanadhesive，polyethyleneglycolsolution；thesolidifiedOCrCandanagglomerationpromotor，microcrystallinecellulose，weremixedwithadhesiveandthemixedmaterialwasmouldedintosphericalparticlesofsize16—32mesh；theseparticleswerecoatedbyethylcellulosedispersedinwaterthroughafluidizedbedprocessundergiventechnologicconditions.AccordingtochromiumcationreleasingrateofcoatedsolidifiedOCrCinwaterat70℃andviscosityriseofpolymer-coatedsolidifiedOCrCgellingsolution，itwasfoundthattheoptimalthermaltreatmenttemperaturewasof60℃forcoatedsolidifiedOCrCandthethicknessofCoating，expressedinmassgainofthewasadeterminativefactorfordelayedgelation，andthetimedurationneededfortheviscosityofthesolidifiedOCrCparticles，
·swasenlargedfrom16to32hrswhenthemassgainincreasedfrom10%to40%.Withexperimentalgellingsolutiontoexceed10Pa
theencapsulatedOCrCused，significantdelayingelationofpolymer-OCrCgellingsolutionswasobserved.
Keywords：organicchromiumcrosslinker；microencapsulation；preparingtechnology；coatthickness；qualitycontrol；delayedgelation；
polymer/chromiumgellingfluid；watershutoff/profilemodificationagent
（上接第378页。continuedfromp.378）
ContinuouslyMixingFracturingFluidUsedinChangqingOil/GasFields
HUANGYi-Li1，DUBiao1，XIEXuan2，MIAOLin1，LIUZi-Wen1，YANGHai-Yan1，NIUJun-Feng1
（1.ResearchInstituteofChangqingChemicalGroupCorp.LtdinXi'an，Xi'an，Shaanxi710201，PRofChina；2.XianyangBranchofQingyang'sChangqingDownholeOilfieldChemicalsCompanyLtd，Xianyang，Shaanxi712042，PRofChina）
Abstract：Thethickenerforcontinuouslymixingfracturingfluid（CMFF）usedinChangqingoil/gasfieldswasamodifiedhydroxypropylguargum（HPG），notatedasCJ2-8.Itwascharacterizedbylowercontentofwaterinsolublesubstances，3.5—5.5%，similarsolutionviscosity，andhigherspeedofdissolutioninwaterascomparedwiththeoriginalHPG.Thepercentagedissolution（PD）determinedbymeasuringsolutionviscosityofCJ2-8inwaterat10℃and0℃exceeded80%after15secondsofintensivestirringand3and30minutesofstanding.Apparentviscosityvstimecurvesat60℃indicatedthattheCMFFcouldmeettechnologicrequirementswhenthePDreached80%whileaPDof85%wasrequiredinfieldjobs.AscomparedwithHPGfracturingfluidoflowconcentration，0.3—0.36%，CMFFof0.3%CJ2-8displayedgoodgelbreakingbehavior，lessresiduecreation，similardamagetoreservoircoresandotherperformanceproperties.Inacontinuouslymixingtestontruckmountedmixingdevice28.4m3ofCJ2-8solutionwaspreparedinwateroftemperature19℃bystirringataflowrateof3m3/minin4minand2secandallsolutionsamplestakenthereafterindifferenttimeintervalshadaPDhigherthan90%.In2005，totally2000m3ofCMFFweretriallyusedin15fracturingjobsatChangqingoil/gasfields，inwhichaPDofmorethan88%wasdetectedattheoutletofthemixingdevice.TheuseoftheCMFFwasextendedtoXifeng，Jiyuan，Sulige，andotheroil/gasreservoirsofChangqingsince2006.
Keywords：modifiedhydroxypropylguargum；fastsolubility；continuousmixingprocess；dissolutionrate；fracturingfluid；performance
properties；Changqingoil/gasfields