董永剛，張 菅，裴海華

（1. 中石化中原石油工程有限公司 井下特種作業(yè)公司，河南 濮陽 457161； 2. 中國石油大學(xué)（華東）科學(xué)技術(shù)研究院，山東 東營 257061；3. 中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580）

科研與開發(fā)

耐高溫NaBr加重壓裂液的研究

董永剛1，張 菅2，裴海華3

（1. 中石化中原石油工程有限公司 井下特種作業(yè)公司，河南 濮陽 457161； 2. 中國石油大學(xué)（華東）科學(xué)技術(shù)研究院，山東 東營 257061；3. 中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580）

針對目前壓裂井施工層位深，井底溫度高、破裂壓力大的問題，耐高溫加重壓裂液的研究與應(yīng)用逐漸深入。采用NaBr加重劑，并對壓裂液添加劑進(jìn)行篩選實(shí)驗，研究出了密度為1.45 g/cm3、耐溫達(dá)到170 ℃的加重壓裂液配方，成功解決了NaBr加重壓裂液在加入工業(yè)pH調(diào)節(jié)劑存在弱交聯(lián)的問題。通過性能評價表明該加重壓裂液懸砂性能優(yōu)異，破膠液粘度低，表面張力和界面張力較低，對儲層傷害小。

加重壓裂液；高溫深井；溴化鈉；性能測試

隨著日益增長的能源需求和勘探開發(fā)技術(shù)的進(jìn)步，油氣開發(fā)不斷向深層高溫儲層發(fā)展，此類儲層大多介于5 000～7 000 m，地層溫度在130～160 ℃以上[1-3]，破裂壓力較高。如野云2井和大古2井，井深都超過6 000 m，地層破裂壓力大于167.4 MPa[4,5]。壓裂過程中受到壓裂施工條件和施工壓力的因素影響，使得壓裂成功率降低。由壓裂施工過程中各壓力之間的關(guān)系式：P施工= P破裂+ P摩阻- P液柱[6]可以看出，如果要保證壓裂施工的安全，降低施工壓力可以通過降低破裂壓力和減小壓裂液摩阻，同時增加液柱的靜壓力的方法，前兩種方法的實(shí)施都是有限的，通過增加壓裂液的密度從而增加液柱的靜壓力，可以從一定程度上可以很好的降低施工壓力。本文即從溴化鈉加重壓裂入手，優(yōu)選耐高溫型的加重壓裂液，對現(xiàn)場施工有一定的指導(dǎo)意義。

1 實(shí)驗部分

儀器：RS-6000流變儀（德國Haake公司），六速旋轉(zhuǎn)粘度計（青島海通達(dá)專用儀器有限公司），電子天平（瑞士梅特勒公司），K-100型表界面張力儀（德國KRüSS公司），電熱恒溫培養(yǎng)箱（上海齊欣科學(xué)儀器有限公司），Waring混調(diào)器（美國Cole Parmer公司），烘箱（美國Cole Parmer公司），離心機(jī)（北京時代北利離心機(jī)有限公司），秒表（上海秒表廠）。

藥品：硫化鈉，乙二胺四乙酸（EDTA），均為分析純，上海國藥集團(tuán)；NaBr，NaOH，過硫酸銨，硼砂，硫代硫酸鈉，均為工業(yè)級；加重劑預(yù)處理劑st-2，自制；溫度穩(wěn)定劑wd-4，自制。

2 結(jié)果與討論

2.1 加重壓裂液配方篩選

2.1.1 加重劑

加重劑一般是溶解度較高的鹽，在現(xiàn)場配制簡單。實(shí)驗選取不同種類的加重劑，考察在20 ℃和30 ℃條件下的溶解度，實(shí)驗結(jié)果如表1所示。由表1可得NaBr和CaCl2在常溫下溶解度較高，NaBr溶液具有更高的溶解密度，因此實(shí)驗選用溴化鈉最為加重劑。

表1 加重鹽的密度Table 1 Density of weighted salts

2.1.2 稠化劑

胍膠在清水中溶解速度很快，在溴化鈉溶液中也能很快溶脹，攪拌速度越快，溶脹越快，在配置過程中添加少量檸檬酸同時降低攪拌速率，可以減少壓裂液配置過程中產(chǎn)生大量不易消除的氣泡。一般情況下隨著井溫升高，胍膠比例應(yīng)適當(dāng)提高。實(shí)驗對三種胍膠樣品進(jìn)行編號為1#、2#、3#，進(jìn)行常規(guī)項目檢測，并配置濃度為0.6%的基液測其粘度，實(shí)驗結(jié)果如表2所示。由表2可以看出，1#胍膠水不溶物和含水率較低，基液粘度較高，因此選用 1#胍膠作為實(shí)驗用稠化劑。選用 1#胍膠配制加重壓裂液，基液粘度數(shù)據(jù)見表3，實(shí)驗表明胍膠百分比越高，基液粘度越大，但是過高的粘度將影響供液，增加泵注摩阻。因此，加重壓裂液胍膠適合的比例為0.45%。

表2 胍膠檢測結(jié)果Table 2 Research on the test of guar gum

表3 液體粘度數(shù)據(jù)Table 3 Results of viscosity mPa·s

2.1.3 溫度穩(wěn)定劑

溫度穩(wěn)定劑能夠與溶解氧反應(yīng)，也可與聚合物降解產(chǎn)生的自由基作用，從而延長聚合物穩(wěn)定存在的時間，提高壓裂液的耐溫性[7]。本實(shí)驗選取四種溫度穩(wěn)定劑，按照標(biāo)準(zhǔn)Q/SH 1025 0580-2008檢測其粘度提高值，實(shí)驗結(jié)果如表4所示。選擇粘度提高值較好的wd-4為實(shí)驗用溫度穩(wěn)定劑。該穩(wěn)定劑在堿性條件下很穩(wěn)定，分解溫度在200 ℃以上。

表4 溫度穩(wěn)定劑檢測數(shù)據(jù)Table 4 Results of temperature stabilizer

2.1.4 助排劑

在壓裂液中加入適量的助排劑可以降低返排液的表界面張力，能夠有效地降低地層流體在流動中的毛細(xì)管阻力，提高液體返排速度，減少對地層的傷害。本實(shí)驗選取了常用的三種助排劑，對其性能進(jìn)行檢測，并進(jìn)行配伍性實(shí)驗。根據(jù)實(shí)驗結(jié)果，選擇性能較好的2#助排劑（表5）。

表5 助排劑檢測結(jié)果Table 5 Results of cleanup additive

2.1.5 殺菌劑

為保證液體在配制后至施工前不腐敗變質(zhì)，并遏制壓裂液注入油層中細(xì)菌的增生，在壓裂液中需加入一定量的殺菌劑，保證液體的質(zhì)量。實(shí)驗室中選取了三種殺菌劑進(jìn)行實(shí)驗，其結(jié)果如下表。從實(shí)驗結(jié)果可以看出，2#殺菌劑與加重液不配伍，1#和3#與加重液配伍性良好，但是1#有較強(qiáng)的刺激性氣味，優(yōu)選3#殺菌劑（表6）。

表6 殺菌劑檢測結(jié)果Table 6 Results of fungicide

2.2 加重壓裂液的配制

按照配方：1#胍膠加量0.45%，溫度穩(wěn)定劑wd-4加量 0.40%，2#助排劑加量 0.30%，3#殺菌劑加量0.15%的比例，用自來水配制非加重壓裂液和密度為1.45 g/cm3的加重壓裂液，在胍膠起粘之后加入0.20% NaOH 調(diào)節(jié)pH值為8。實(shí)驗表明，非加重和加重壓裂液在調(diào)節(jié)pH值之后粘度都有所增加，但是非加重壓裂液出現(xiàn)了弱交聯(lián)現(xiàn)象，因此需要將加重劑進(jìn)行預(yù)處理。

2.2.1 加重劑的預(yù)處理

選取硫化鈉，EDTA和自制的st-2作為加重劑的預(yù)處理劑，考察這三種預(yù)處理劑的處理效果。分別取一定量的預(yù)處理劑加入到三個相同質(zhì)量濃度的 NaBr加重水的燒杯中進(jìn)行攪拌20 min后靜置觀察燒杯中的現(xiàn)象，其中加入EDTA和st-2試劑的燒杯中沒有明顯變化，加入硫化鈉試劑的燒杯產(chǎn)生黑色沉淀。用上述加入三個藥劑的加重水重新配置加重壓裂液，觀察實(shí)驗現(xiàn)象。結(jié)果：加入硫化鈉和st-2的NaBr加重壓裂液沒有出現(xiàn)弱交聯(lián)現(xiàn)象，加入EDTA的NaBr加重壓裂液有弱交聯(lián)現(xiàn)象。因此，選用硫化鈉和 st-2處理加重劑，壓裂液不會出現(xiàn)弱交聯(lián)現(xiàn)象。

2.2.2 加重壓裂液的配制

把固體NaBr加入自來水中，配制成密度為1.45 g.cm-3的加重水，然后加入適量的預(yù)處理劑st-2，混合攪拌均勻后，加入 0.45%的 1#胍膠，0.40%的wd-4，0.30%的2#助排劑及0.15%的3#殺菌劑，待胍膠起粘之后加入 0.20%的 NaOH調(diào)節(jié) pH值為8～9，攪拌均勻即為加重壓裂液基液，向其基液中加入0.3%的硼砂配置成NaBr加重壓裂液DGH。

2.3 加重壓裂液DGH的性能測試

2.3.1 交聯(lián)挑掛性能

取2.2.2中配置成的NaBr加重壓裂液DGH 100 g，用玻璃棒不斷攪拌，用秒表記錄下交聯(lián)劑加入燒杯中直至燒杯傾斜后凍膠掛杯呈舌狀的時間。實(shí)驗結(jié)果：交聯(lián)時間263 s，壓裂液凍膠交聯(lián)挑掛。

2.3.2 耐溫耐剪切性能

耐溫耐剪切是考察液體的粘度受高溫剪切作用的影響程度。液體在通過管匯、井筒、炮眼及在地層的推進(jìn)過程中都會受到很大的剪切作用，所以耐溫耐剪切性能的好壞是決定施工能否成功的重要參數(shù)。用RS6000流變儀分別對加重壓裂液DGH和未加入加重劑NaBr的壓裂液進(jìn)行耐溫耐剪切性能測試（見圖1）。兩種壓裂液凍膠分別在170 ℃下剪切速率511 s-1下剪切5 min，然后將剪切速率降為170 s-1繼續(xù)剪切90 min，從實(shí)驗數(shù)據(jù)可以看出加重壓裂液在170 ℃下的耐溫耐剪切性能優(yōu)于非加重壓裂液，說明高密度的溴化鈉溶液可以適當(dāng)增加胍膠的抗溫能力，該加重壓裂液DGH具有良好的耐溫耐剪切性能，可以滿足高溫深井、超深井的壓裂施工需要。

2.3.3 懸砂性能

在壓裂施工中，壓裂液的懸砂性能是關(guān)系到壓裂施工成敗的關(guān)鍵，如果懸砂性能差，很容易形成砂卡、砂堵，導(dǎo)致壓裂失敗。目前，壓裂液的懸浮能力一般采用靜態(tài)表征。在室溫170 ℃下，加重壓裂液DGH進(jìn)行粒徑Φ(300～600) μm陶粒支撐劑進(jìn)行靜態(tài)實(shí)驗。實(shí)驗結(jié)果表明，支撐劑在加重壓裂液中幾乎不沉降，放置24 h也只有少許沉在量筒底部，說明加重壓裂液具有良好的攜砂能力。

圖1 壓裂液高溫剪切流變曲線Fig.1 High temperature shearing stability of fracturing fluid

2.3.4 破膠性能

在120 ℃下，對加重壓裂液DGH和非加重壓裂液進(jìn)行靜態(tài)破膠實(shí)驗（見表7），實(shí)驗結(jié)果表明加重壓裂液破膠較非加重壓裂液困難，在施工時適當(dāng)增加破膠劑的用量，確保凍膠能夠徹底破膠，減小對儲層的傷害。

表7 壓裂液破膠性能評價Table 7 Results of fracturing fluid break character

2.3.5 破膠液表界面張力

壓裂液體系的破膠液的表界面張力對儲層的影響很大，尤其是低滲透儲層影響更大。表面張力越低，越有利于克服水鎖及賈敏效應(yīng)，降低毛細(xì)管阻力，增加殘液的返排能力。用K-100表界面張力儀對加重壓裂液DGH測定其在25 ℃下表界面張力，實(shí)驗結(jié)果為：表面張力 21.52 mN/m，界面張力為0.31 mN/m，說明該加重壓裂液體系能在低滲透地層壓裂時減少儲層傷害，改善增產(chǎn)作業(yè)效果。

3 結(jié) 論

實(shí)驗得到一種NaBr加重壓裂液DGH，其配方為：0.45%的1#胍膠＋0.40%的wd-4＋0.30%的2#助排劑＋0.15%的3#殺菌劑，通過性能測試可得該加重壓裂液體系具有良好的耐溫抗剪切性能，懸砂性能優(yōu)良，破膠液表界面張力低，可以滿足現(xiàn)場施工要求。

［1］林啟才，林應(yīng)之，李建忠. 加重液在高溫高壓氣藏增產(chǎn)作業(yè)中的鹽析傷害及預(yù)防措施[J].開發(fā)工程，2012，32（5）：31-35.

［2］伍林，王世彬，雷躍雨.超高溫胍膠壓裂液加重性能研究[J].重慶科技學(xué)院學(xué)報（自然科學(xué)版），2012，13（1）：98-100.

［3］官文婷. 深海油田加重壓裂液性能要求及評價[J]. 內(nèi)江科技，2011，（5）：23.

［4］銀本才，曾雨辰，楊洪，等. DG2井壓裂液加重技術(shù)[J].石油鉆采工藝，2012，34(5)：79-81.

［5］鄭彬濤，郭建春.降低異常破裂壓力儲層壓裂施工壓力技術(shù)[J].油氣井測試，2010，19（3）：46-48.

［6］曾科，堯君，郭廣軍，等. LHW-1壓裂用加重劑性能評價[J]. 油氣藏評價與開發(fā)，2011，1（6）：63-67.

［7］謝娟，肖兵，曾雨辰，等. 抗高溫加重壓裂液的研究與應(yīng)用[J]. 石油化工應(yīng)用，2011，30(12)：43-45；37-40．

Research of Heat-resistant Sodium Bromide Weighted Fracturing Fluid

DONG Yong-gang1，ZHANG Jian2，PEI Hai-hua3

（1. Downhole Special Service Company of Zhongyuan Petroleum Exploration Bureau, Henan Puyang 457161, China；2. Academy of Science & Technology，China University of Petroleum(East China)，Shandong Dongying 257061，China；3. School of Petroleum Engineering，China University of Petroleum(East China)，Shandong Qingdao 257061，China）

In view of the fracturing treatment of deep wells and high-pressure wells，research and application of high temperature resistant weighted fracturing fluid have become gradually in-depth. In this study, taking sodium bromide as weighting agent, fracturing fluid additives were screened. The high temperature resistant（170℃）and high density(1.455 g/cm3) fracturing fluid was developed to successfully solve the problem that sodium bromide weighted fracturing fluid has weak crosslink when adding industrial pH regulator. The performance evaluation results show that，the weighted fracturing fluid has good suspended sand performance and low gel breaking liquid viscosity，and it has low surface tension and interfacial tension，can reduce the formation damage.

Weighted fracturing fluid; High temperature deep well; Sodium bromide; Performance test

TE 357.1

A

1671-0460（2016）03-0441-03

中國博士后科學(xué)基金和山東省自然科學(xué)基金項目資助。項目號：2015T80761，ZR2015EQ013。

2015-12-30

董永剛(1986-)，男，陜西延安市人，助理工程師，2011年畢業(yè)于西安石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，主要從事壓裂、酸化液體的研究與現(xiàn)場應(yīng)用工作。郵箱：yonggangxsyu@163.com。

張菅（1983-），女，工程師，碩士，主要從事提高采收率和壓裂酸化方向的研究工作。E-mail：zhangjian6612@126.com。