肖 杰，馬 超，張 鑫

（長江大學(xué) 石油工程學(xué)院， 湖北 武漢 430100）

一種新型的清潔抗高溫聚合物壓裂液研究

肖 杰，馬 超，張 鑫

（長江大學(xué) 石油工程學(xué)院， 湖北 武漢 430100）

針對傳統(tǒng)壓裂液在增黏能力、抗高溫能力等方面較差的問題，結(jié)合高分子流變理論和現(xiàn)場巖體特征，提出一種新型的清潔抗高溫聚合壓裂液。加入不需交聯(lián)的新型稠化劑，從而提升壓裂液黏度；加入不同配比的防膨劑、破膠劑、穩(wěn)定劑，得到壓裂液的最佳配方。最后，通過耐溫耐剪切測試、殘?jiān)繙y試證明該體系具有典型的耐溫耐剪性能，同時體系殘?jiān)啃∮?2 mg/L。

破膠；抗高溫；聚合物壓裂液；有效黏度；殘?jiān)?/p>

水力壓裂開發(fā)中，傳統(tǒng)壓裂液體系在黏度和抗高溫性能方面比較差，同時通常需要加入交聯(lián)劑，以此提高壓裂液的黏度。但化學(xué)交聯(lián)劑使用過程中往往會在油井地層中形成新的殘?jiān)瑢Φ貙釉斐啥蝹?。其中粒徑比較大的殘?jiān)谶^濾中會形成濾餅，較小的粒徑則會堵塞輸油通道，特別是對于中后期油田的影響加大，從而對儲層的基質(zhì)滲透率形成傷害。對此文章提出一種無需交聯(lián)劑的新型高分子聚合物壓裂液體系，從而解決傳統(tǒng)壓裂液存在的問題，提高壓裂液的黏度和耐高溫能力[1-7]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)藥品

藥品的選擇如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)藥品明細(xì)Table 1 Experimental drugs

續(xù)表

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

主要實(shí)驗(yàn)儀器選擇如表2所示。

表2 實(shí)驗(yàn)儀器Table 2 Experimental instruments

2 壓裂液配方體系

“結(jié)構(gòu)懸砂”理論認(rèn)為，通過締合不同的分子鏈，可在溶液空間中形成一種超分子的空間結(jié)構(gòu)，從而增強(qiáng)有效黏度，減少傳統(tǒng)交聯(lián)劑帶來的殘?jiān)?。要合成這種超分子聚合物，提出通過稠化劑+輔助添加劑的實(shí)驗(yàn)思路。而BCG-1作為基于“結(jié)構(gòu)懸砂”理論發(fā)展的稠化劑，具有無殘?jiān)?、增稠性?qiáng)，抗溫性能可達(dá)到180 ℃的性能，成為無交聯(lián)稠化劑制備的首選。

2.1 稠化劑研究

2.1.1 不同濃度對BCG-1稠化劑黏度影響

（取6個500 mL量筒的自來水，分別配置濃度為0.2%、0.3%、0.4%、0.5%、0.6%、0.7%的BCG-1稠化劑水溶液，攪拌直至漩渦消失，轉(zhuǎn)入 500 mL燒杯中，恒溫4 h，水浴30 ℃，并在170 s-1下測定溶液黏度，可得到如圖1所示的濃度與黏度關(guān)系。

圖1 黏度與濃度關(guān)系Fig.1 Relationship between viscosity and concentration

通過圖1看出，BCG-1稠化劑黏度隨著BCG-1濃度的增加而不斷增大，呈現(xiàn)出正相關(guān)關(guān)系，在BCG-1濃度為0.5%時，達(dá)到115 mPa·s，具有很強(qiáng)的增黏能力。

2.1.2 稠化時間對黏度影響

將0.5%濃度的BCG-1加入到混調(diào)器中，連續(xù)攪拌直到其中漩渦閉合，記錄閉合時間，并利用粘度計(jì)（100 r/min轉(zhuǎn)速下）觀察溶液黏度，得到如圖2所示結(jié)果。

圖2 稠化時間與黏度關(guān)系Fig.2 Relationship between thickening time and viscosity

通過圖2看出，稠化劑在2～2.5 h后可達(dá)到比較穩(wěn)定的黏度。

2.2 稠化輔助劑研究

2.1.1 流動促效劑

通過圖1得到，當(dāng)BCG-1濃度為0.6%時，黏度可以達(dá)到152 mPa·s。在油井泵注中黏度一般保持在120 mPa·s，為提高泵注的效果，加入可有效促進(jìn)流動的FC-150，提高泵注效果。配置不同主劑+促效劑方案，得到表3所示結(jié)果。

表3 實(shí)驗(yàn)藥品明細(xì)Table 3 Experimental drugs

通過表1看出，當(dāng)BCG-1:FC-150用量比=2:1時，初始黏度最低。

2.2.2 破膠劑

破膠劑的作用是降解高分子聚合物，提高壓裂液的返排，因此破膠不能過快導(dǎo)致壓裂液失效，失去攜砂功能。而當(dāng)前主流的破膠劑分為機(jī)械、氧化和生化三種，種類繁多。本文參照延長油田開采地質(zhì)特征，選擇APS、BR-3、CNY-6三種破膠劑，實(shí)驗(yàn)溫度 95 ℃，得到如表 4所示的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

表4 不同破膠劑性能比較Table 4 Performance comparison of different sizing agents

通過表4得到，APS破膠劑自身性能要明顯好于其余兩種，并在95 ℃溫度下，8 h內(nèi)實(shí)現(xiàn)完全破膠。

2.2.3 KCl穩(wěn)定劑

研究認(rèn)為聚合物類穩(wěn)定劑時效長，防膨效果好，但對中后期的低滲透油井來講，容易造成孔喉通道的堵塞。而無機(jī)鹽穩(wěn)定劑的時效短，但是成本相對較低，對此本文選擇KCl穩(wěn)定劑。

在0.5%BCG-1+0.25%FC-150+0.01%APS溶液中加入不同濃度的 KCl，并通過防膨儀進(jìn)行測定，得到如圖3的實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

圖3 不同KCl濃度與體系黏度關(guān)系Fig.3 Relationship between different KCl concentration and system viscosity

通過圖3看出隨著KCl濃度上升，體系黏度不斷增加，并在濃度為1%的時體系黏度最大。

2.2.4 金屬穩(wěn)定劑

在返排液中含有大量的金屬離子，如鈣、鐵等，其中三價鐵離子在堿性環(huán)境下容易生成 Fe(OH)3、Ca(OH)2等等沉淀，嚴(yán)重阻塞導(dǎo)流通道。為減少金屬離子帶來的危害，通常在施工前加入螯合劑，通過對金屬離子的鎖定，在不同pH值下阻止金屬離子與 OH-的沉淀反應(yīng)，從而降低傷害。本文取 5 mL試樣放入燒杯中，以檸檬酸、ATMP、BCG-9作為螯合劑，通過配置 0.01 mol/L氯化鈣溶液、標(biāo)準(zhǔn)EDTA溶液和pH值為10的氨水-氯化銨溶液對其中的鈣離子進(jìn)行檢驗(yàn)，從而得到如表5結(jié)果。

表5 不同螯合劑性能Table 5 Performance of different chelating agents

通過表5看出，BCG-9的螯合能力最高，由此選擇BCG-9作為穩(wěn)定劑。

同時在不同濃度下的BCG-9螯合能力不同，具體實(shí)驗(yàn)結(jié)果則如圖4所示。

圖4 不同濃度下的螯合能力Fig.4 Chelating capacity at different concentrations

通過實(shí)驗(yàn)看出當(dāng)BCG-9濃度為0.3%時，螯合能力最大。

2.2.5 金屬穩(wěn)定劑

通過上述實(shí)驗(yàn)可得到不同溫度下的締合壓裂液最佳配方如表6所示。

表6 不同破膠劑性能比較Table 6 Performance comparison of different sizing agents

3 締合壓裂液性能評價

3.1 耐溫耐剪性能測試

通過高溫流變儀對A、B、C三種配方的耐溫耐性能進(jìn)行測試，從而得到圖5的結(jié)果。

通過圖5看出，當(dāng)溫度在140 ℃時，在剪切速率穩(wěn)定時，黏度處在穩(wěn)定的水平，從而得到該壓裂液體系可用在高溫儲層的施工中，并具有很強(qiáng)的穩(wěn)定性。

3.2 殘?jiān)鼫y試

借助0.02 mm的微孔濾膜的過濾作用，并對前后過濾的微孔濾膜進(jìn)行稱重，計(jì)算公式為：

其中: w0、w1—實(shí)驗(yàn)前后微孔濾膜重量；

v—表示壓裂液體積。

圖5 不同溫度與配方下的耐溫耐剪性能Fig.5 Temperature and shear resistance of different temperature and formulation

通過計(jì)算得到如表7結(jié)果。

表7 壓裂液殘?jiān)縏able 7 Residue content of fracturing fluid

4 結(jié) 論

通過 “結(jié)構(gòu)懸砂”理論原理，構(gòu)建一種基于超高分子的壓裂液聚合物，并對其合成配方進(jìn)行詳細(xì)的分析，最后通過殘?jiān)繙y試、耐溫耐剪性能等測試證明該超高聚合物可在 140 ℃高溫環(huán)境中工作，并具有污染小和良好黏度，對提高深井石油開采具有一定的借鑒。

［1］ 崔會杰，李建平，杜愛紅，等．低分子量聚合物壓裂液體系的研究與應(yīng)用[J]．鉆井液與完井液，2013，30(3):79-81．

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［6］ Funkhouser G， Holtsclaw J， Blevins J． Hydraulic Fracturing Under Extreme HPHT Conditions: Successful Application of a New Synthetic Fluid in South Texas Gas Wells[C]. SPE 132173， 2010．

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Research on a New Type of Clean High Temperature Resistant Polymer Fracturing Fluid

XIAO Jie，MA Chao，ZHANG Xin

（College of Petroleum Engineering, Yangtze University, Hubei Wuhan 430100, China）

According to traditional fracturing fluid’s disadvantages, such as poor thickening ability, poor ability to resist high temperature and so on, combined with polymer rheology theory and field rock characteristics, a new type of clean high temperature resistant polymer fracturing fluid was put forward. It used new gelling agent without requiring crosslinking, so as to effectively enhance the viscosity of fracturing fluid; the best formula of fracturing fluid was obtained by adjusting the ratio of anti swelling agent, gel breaking agent and stabilizer. The temperature and shearing tests and the residue content test demonstrated that the fracturing fluid had typical high heat resistance and anti shear properties, and residue content was less than 12 mg / L.

gel breaking; high temperature resistance; polymer fracturing fluid; effective viscosity; residue content

TE 357

A

1671-0460（2016）12-2775-04

2016-01-20

肖杰（1990-），男，湖北荊州人，在讀碩士研究生，研究方向：主要從事石油與天然氣油田化學(xué)方向研究。E-mail：634538608@qq.com。

馬超（1979-），男，副教授，研究方向：油田化學(xué)方向研究。E-mail：mc19790924@126.com。