煤矿井水配制压裂液技术研究

王改红, 高 燕, 刘国良

(中国石油川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司)

鄂尔多斯盆地榆林地区分布有丰富的煤矿及天然气资源，伴随着煤资源的有效开发，大量的煤矿井水也随之排出地面，处理后矿井水色度、浊度有明显改善，pH值一般在6～8，但矿化度、硬度及硫酸根含量较高，且含Al3+、Fe2+、Fe3+等高价金属离子，造成其仅能用于景观用水、消防洒水、锅炉循环冷却用水等[1-5]；与此同时，该地区分布有开采量可观的榆林及长北气田，由于其典型的“三低”特征，该气田的有效开发必须经过压裂改造，而配制压裂液需要大量的水资源；因此，如果能将该地区丰富的煤矿井水资源作为该地区气田压裂用水，将对缓解榆林/长北气田水资源供需矛盾、治理煤矿区环境伤害、促进企业清洁化、经济化生产具有非常重要的意义。

一、实验部分

1. 实验材料及仪器

表面活性剂增稠剂XYC-7，自制；调节剂XYTJ-5，自制；煤油，工业品。

RS6000流变仪，德国HAAKE 公司；K100张力仪，德国Kruss公司；高速搅拌器，美国CHANDLER公司，ZNN-D6旋转黏度计，青岛海通达公司。

2. 实验方法

(1)水质特征分析。滴定法。

(2)增稠性能测试。把设计浓度的稠化剂XYC-7溶于煤矿处理水中，用高速搅拌器进行搅拌的同时，加入调节剂XYTJ-5，测定不同时间下的压裂液黏度。

(3)耐温耐剪切性能测试。采用HAAKE流变仪，测试该体系在110℃下剪切60 min后的黏度获得耐温耐剪切性能曲线。

(4)黏弹性能测试。采用HAAKE流变仪，进行频率扫描，得到黏弹性能测试曲线。

(5)表面张力性能测试。采用K100张力仪，测试室温下破胶液清液的表面张力。

二、结果和讨论

1.煤矿处理水的水质特征分析

外观无色、无味、无沉淀，pH值6.5，离子含量见表1。

由表1数据可知，该处理水总硬度596 mg/L，矿化度4 420 mg/L，高价金属离子及含盐量较高，超出了常规压裂液的耐受范围[6-9]。

表1 处理水的水质特征分析(滴定法)

2.煤矿处理水配常规压裂液性能分析

关于处理水、返排液及盐水对配液性能的影响，刘素华[10]等在地层水压裂液体系研究、返排废液中无机盐离子对压裂液特性的影响中均指出，返排废液中二价金属盐的水合作用会影响增稠剂羟丙基瓜尔胶高分子链的伸展、羟基硼生成速度降低等问题，导致压裂液体系的黏度降低，抗剪切性能下降，因此，在其研究中建议将钙镁离子含量控制在10 000 mg/L以下，袁长忠等[7]在压裂返排液水质分析及无机盐离子对压裂液耐温耐剪切性能影响做了深一步的实验研究，并强调了胍胶压裂液配液水中的钙、镁离子总量不应超过500 mg/L。

室内采用该处理水配制0.4%胍胶压裂液，检测其耐温能力为81.46℃，耐温能力较清水配液降低40%以上，达不到施工要求。该实验结果与上述文献分析实验结果相吻合，因此，若在该区块采用胍胶压裂液体系，则首要任务是再次对煤矿处理水进行降硬度处理，这将会造成工序繁琐，且目前该区块没有可成熟推广的水处理工艺，因此，需要研制一种新型压裂液体系。

3.HSF-140体系构成

HSF-140体系由稠化剂及调节剂构成。该稠化剂XYC-7在盐水中能够快速形成疏水尾基在内，亲水头基在外的蠕虫状胶束结构。

4.HSF-140增稠性能

稠化剂XYC-7在该配液水中溶解速度快，加入0.2%调节剂XYTJ-5后10 s起黏，3 min后黏度不再变化，pH值4～5，形成具有黏弹性的HSF-140弱酸性表面活性剂压裂液，且随着稠化剂XYC-7浓度的增大，压裂液表观黏度逐步增大。

5.耐温耐剪切性能

图1 HSF-140压裂液耐温耐剪切曲线

体系的耐温耐剪切性能测试曲线见图1。由图1数据可知，该压裂液在110℃、170 s-1下剪切60 min后黏度为22.73 mPa·s，且随着剪切时间的延长，黏度降低不明显，表明该体系压裂液抗剪切性能良好。

6.黏弹性能

采用震荡剪切测量确定HSF-140体系的线性黏弹区，选取应力值为0.45 Pa进行0.1～10 Hz的频率扫描，结果如图2所示。

图2 HSF-140压裂液频率扫描测试曲线

由图2可以看出，随着扫描频率的增加，储能模量始终高于耗能模量，且G′高于2 Pa、G＂高于0.5 Pa，表明体系黏弹性能良好。

7.破胶性能

常规清洁压裂液遇地层油水破胶[11-12]，但实际施工中遇地层水含量低或干层时，导致清洁压裂液破胶不彻底，无法有效返排。HSF-140压裂液为弱酸性表面活性剂压裂液，在施工泵注过程中该体系中的酸性物质能够消耗储层岩心胶结物及填隙物中的碳酸盐成分，实现破胶的同时可改善低渗储层物性。室内采用榆林气田山2层岩心粉及工业煤油做破胶剂，模拟90℃储层条件下该体系的破胶性能。90 min后体系黏度小于2 mPa·s，破胶彻底；且测试破胶液的表面张力为25.093 mN/m，表明在储层条件下，该体系依然能够彻底破胶并有效返排。

8.模拟返排液再配液耐温能力

当压裂液泵入地层后，大约有40%～70%的破胶液返出至地面，因此，若该体系的返排液能够继续回用，将更大程度的实现水资源的循环利用，室内考察了模拟返排液添加少量稠化剂后再配液的耐温能力。

模拟返排液配方：50%破胶液+10%CaCl2水溶液(77g/L)+40%煤矿处理水。

模拟返排液再配压裂液配方：模拟返排液+2.5%XYC-7+0.1%XYTJ-5。

图3 模拟返排液再配液耐温能力测试曲线

由图3测试曲线可知，在模拟返排液再配该压裂液耐温仍可达120.26℃，表明该体系具有循环再利用可行性及较好的抗盐性。

三、现场试验及推广前景分析

该体系的液态稠化剂XYC-7、调节剂XYTJ-5与水混合后即可增黏携砂，施工简便，返排液除固体杂质后即可循环再利用，图4为该体系的现场施工流程图。2017年该技术在长庆区域X96井试验，选用井场沉降后洗井水及返排液配液150 m3，小样测试黏度69 mPa·s，施工压力平稳，砂浓达320 kg/m3，施工顺利。

图4 HSF-140压裂液现场施工流程示意图

长庆油气田为典型的“三低”气藏，几乎每口井都要进行压裂改造才能达到工业气流，每口井压裂用水按500 m3计算，则该成果研究仅水费即可节省约5万元/井，经济效益显著。

四、结论

(1)新研制压裂液具有良好的抗剪切、悬砂、耐温及抗盐性能。

(2)新研制压裂液具有增稠快、可在线混配的特性。

(3)新研制压裂液可采用煤矿处理水配液，有助于实现榆林地区煤矿及气田的双重清洁环保生产，降低工业投入，具有良好的推广应用前景。