趙鵬，唐智博，馬如然，常青，高岑，靳劍霞

（1.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程技術(shù)研究院，天津300457；2.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，天津300457）

有機(jī)硼加重壓裂液添加劑篩選與現(xiàn)場試驗

趙鵬1，唐智博2，馬如然1，常青1，高岑1，靳劍霞1

（1.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程技術(shù)研究院，天津300457；2.中國石油集團(tuán)渤海鉆探工程有限公司，天津300457）

玉門油田井具有超深、超高壓、超高溫“三超”等特點，致使壓裂施工壓力高，難度大。通過合成具有加重抑制性能的水溶性加重劑，并合理篩選與其配伍的防膨劑、助排劑、交聯(lián)劑、起泡劑等，研制出有機(jī)硼加重壓裂液體系，密度達(dá)1.33 g/cm3，加重壓裂液體系配方為：0.5%羥丙基胍膠+0.8%防膨劑+1%氯化鉀+0.5%助排劑+40%BH-SRW1+0.3%碳酸鈉+清水，交聯(lián)劑交聯(lián)比=100：0.5。該體系性能穩(wěn)定，達(dá)到了現(xiàn)場施工要求。

水溶性加重劑；防膨劑；加重壓裂液；黏度-溫度曲線

渤海鉆探公司自成立以來就積極參與到天然氣儲藏的開發(fā)，高度重視特殊氣藏開發(fā)的新技術(shù)發(fā)展方向，逐年逐步加大對新技術(shù)的自主研發(fā)投入和吸收引進(jìn)力度?，F(xiàn)本公司已經(jīng)介入到低壓低滲致密儲藏，煤層氣儲藏，頁巖氣儲藏和超高溫儲藏等具有特殊性質(zhì)的儲藏開發(fā)，然而有些傳統(tǒng)的壓裂液體系已滿足不了這些特殊油藏的開發(fā)要求，現(xiàn)急需研發(fā)特殊儲藏相適應(yīng)的新型壓裂液體系[1-4]。

玉門油田井施工壓力高，地層吸液困難，使用常規(guī)壓裂液體系，多次泵入，地層均無破裂跡象，因此設(shè)計中采用向有機(jī)硼壓裂液體系中加入水溶性加重劑，以形成加重壓裂液體系，用此方法促使地層破裂，但因為地層進(jìn)液困難，地層破裂壓力太高，現(xiàn)有設(shè)備能力可能無法達(dá)到破裂壓力的要求，因此，還需研發(fā)更適合該地層密度的加重壓裂液體系。

本研究從篩選有機(jī)硼壓裂液體系的常用添加劑入手，并加入水溶性加重劑[5]，形成有機(jī)硼加重壓裂液體系，測其黏度-溫度曲線，將新體系用于現(xiàn)場試驗中，降低地面施工壓力，壓裂液體系性能穩(wěn)定。

1 試驗部分

1.1 試劑與儀器

HP助排劑、交聯(lián)劑、防膨劑、發(fā)泡劑等；BZ助排劑、交聯(lián)劑、防膨劑、發(fā)泡劑等；LY助排劑、交聯(lián)劑、防膨劑、發(fā)泡劑等；膨潤土、煤油、石英砂，天津大學(xué)科威公司；蒸餾水，自制。

LDY-1型巖心流動測試儀器，山東中石大石儀科技有限公司；黏度-溫度曲線測試儀器，RS6000，德國哈克。

1.2 水溶性加重劑的制備[5]

根據(jù)中華人民共和國專利局公開的發(fā)明專利CN201510682994.4中“水溶性加重材料及其制備方法”中敘述的合成過程來制備該產(chǎn)品。

1.3 有機(jī)硼加重壓裂液體系的配制方法

首先，按照配方把一定比例的水溶性加重劑BHSRW溶解于水中，配制達(dá)到密度要求的加重水溶液。取配制好的一定體積的加重水放入容器中，邊攪拌邊將增稠劑加入到水中，一直到魚眼閉合。然后再把體系用添加劑按一定的比例分先后加入到上述基液中，攪拌均勻。最后，加入pH調(diào)節(jié)劑，調(diào)整基液的pH值，將配制好的基液在30℃水浴中靜置2 h后，得到有機(jī)硼加重壓裂液體系。

1.4 瞬時防膨率和耐水洗防膨率測定[6]

依據(jù)現(xiàn)行渤海鉆探企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SYBHZ 0803-2009《渤海鉆探用防膨劑》中防膨率的檢測方法，用離心法測定防膨率，即通過測定膨潤土粉在黏土防膨劑溶液和水中的體積膨脹增量評價防膨率。

1.5 黏度-溫度曲線測試方法

利用黏度-溫度測定儀器RS6000（德國哈克）對配制好的液體進(jìn)行掃描，90 min以后得到曲線即為黏溫曲線。

2 結(jié)果與討論

在有機(jī)硼壓裂液體系中加入BZ-SRW水溶性加重劑，可以有效減少施工壓力，為開發(fā)各類高壓、超深或致密油氣藏提供技術(shù)支持。

2.1 防膨劑的篩選

將2%濃度的HP防膨劑、BZ防膨劑、LY防膨劑加入到有機(jī)硼加重壓裂液體系中，結(jié)果（見表1）。

表1 防膨劑對加重壓裂液體系的影響

從表1可以看出，BZ防膨劑防膨效果最好，經(jīng)水洗幾次后，防膨依然可以達(dá)到90%以上，且與體系配伍性良好。在現(xiàn)場試驗過程中，使用BZ防膨劑濃度0.5%時，防膨效率達(dá)到85%，既滿足了產(chǎn)品企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，又有效的抑制了黏土顆粒膨脹和運移。

2.2 交聯(lián)劑的篩選

將0.6%濃度的HP交聯(lián)劑、BZ交聯(lián)劑、LY交聯(lián)劑加入到有機(jī)硼加重壓裂液體系中，結(jié)果（見表2）。

表2 交聯(lián)劑對加重壓裂液體系的影響

從表2可以看出，BZ交聯(lián)劑交聯(lián)效果最好，且膠體彈性良好。在現(xiàn)場試驗過程中，使用BZ交聯(lián)劑濃度0.6%時，在3 000 r/min的攪拌條件下，可以懸浮95%以上的中密度陶粒砂，懸砂效果良好。

2.3 助排劑的篩選

將0.3%濃度的HP助排劑、BZ助排劑、LY助排劑加入到有機(jī)硼加重壓裂液體系中，結(jié)果（見表3）。

表3 助排劑對加重壓裂液體系的影響

從表3可以看出，HP助排劑在有機(jī)硼加重壓裂液體系中顯示了較高的表面張力，性能不穩(wěn)定，BZ助排劑表面張力和抗鹽表面張力值均很低，效果較好，且性能穩(wěn)定。在現(xiàn)場試驗過程中，加入0.5%濃度的助排劑，體系黏度-溫度曲線保持平穩(wěn)。

2.4 發(fā)泡劑的篩選

將1%濃度的HP發(fā)泡劑、BZ發(fā)泡劑、LY發(fā)泡劑加入到有機(jī)硼加重壓裂液體系中，結(jié)果（見表4）。

表4 發(fā)泡劑對加重壓裂液體系的影響

從表4可以看出，HP發(fā)泡劑與有機(jī)硼加重壓裂液體系配伍性差，體系出現(xiàn)白色渾濁，而BZ發(fā)泡劑在體系中效果最好，發(fā)泡率最高，且性能穩(wěn)定。在現(xiàn)場試驗過程中，加入0.5%濃度的發(fā)泡劑，體系黏度-溫度曲線保持平穩(wěn)。

2.5 有機(jī)硼加重壓裂液體系黏溫曲線

配方：0.6%羥丙基胍膠+0.1%氫氧化鈉+0.5%助排劑+0.5%發(fā)泡劑+0.3%防膨劑+0.2%溫度穩(wěn)定劑+0.6%BZ交聯(lián)劑+水溶性加重劑BH-SRW1。

基液密度：1.33 g/cm3。

試驗結(jié)果：基液黏度120 mPa·s，pH值12，初交聯(lián)時間47 s，在RS6000型流變儀中，在150℃條件下剪切90 min，最終黏度230 mPa·s。流變曲線（見圖1）。

圖1 150℃，基液密度1.33 g/cm3加重壓裂液體系黏溫曲線

2.6 現(xiàn)場試驗

玉門油田青1-16井具有超深、超高壓、超高溫“三超”等特點，致使壓裂施工壓力高，車組能力難以滿足施工要求。用BH-SRW1高性能水溶性加重劑配制的有機(jī)硼加重壓裂液體系，密度為1.33 g/cm3，以降低地面施工壓力，壓裂液體系性能穩(wěn)定。加重壓裂液體系配方為：0.5%羥丙基胍膠+0.8%防膨劑+1%氯化鉀+0.5%助排劑+40%BH-SRW1+0.3%碳酸鈉+清水，交聯(lián)劑交聯(lián)比=100：0.5。

3 結(jié)論

（1）水溶性加重劑BH-SRW與防膨劑、交聯(lián)劑、助排劑、發(fā)泡劑等配伍性良好，性能穩(wěn)定。

（2）從配方的黏溫曲線可以看出，溫度150℃，加重壓裂液密度1.33 g/cm3，剪切90 min，有機(jī)硼加重壓裂液體系的最終黏度滿足壓裂施工要求。

（3）應(yīng)玉門油田壓裂施工需要，用BH-SRW1高性能水溶性加重劑配制的有機(jī)硼加重壓裂液體系，以降低地面施工壓力。在青1-16井采用BH-SRW1高性能水溶性加重劑配制了密度1.33 g/cm3的有機(jī)硼加重壓裂液體系，壓裂液體系性能穩(wěn)定。

［1］常青，劉音，曹骕骕，等.耐高溫黏土防膨劑的制備與基本性能［J］.石油天然氣學(xué)報，2014，36（12）：240-243.

［2］馬如然，劉音，常青.油田壓裂用暫堵劑技術(shù)［J］.天然氣與石油，2013，31（6）：79-82.

［3］李風(fēng)光，劉音，牛增前，等.生物酶破膠在油氣田壓裂中的應(yīng)用［J］.石油化工應(yīng)用，2014，33（8）：4-7.

［4］常青，曹骕骕，劉音，等.滑溜水用速溶型減阻劑研究與應(yīng)用［J］.石油天然氣學(xué)報，2014，36（10）：182-185.

［5］劉音，解洪祥，王紅科，等.中華人民共和國發(fā)明專利［P］.公開號：CN201510682994.4.

［6］劉音，常青，于富美，等.壓裂液用黏土防膨劑的合成與防膨效果［J］.油田化學(xué)，2014，31（3）：330-333.

Study on field trial and additive selected of aggravating fracture for organism boron

ZHAO Peng1，TANG Zhibo2，MA Ruran1，CHANG Qing1，GAO Cen1，JIN Jianxia1
（1.Engineering Technology Research Institute，BHDC，Tianjin 300457，China；2.Engineering Company Limited，BHDC，Tianjin 300457，China）

In Yumen oilfield,the characteristics of well contains super-high depth,superhigh pressure and super-high temperature,and so on.Lead to high fracture construction pressure and difficulty.A water-soluble weigh with good performance of aggravation and inhibition was synthesized,and the anti-swelling agent,cleanup agent,cross-linking agent,and blowing agent were rationally chosen for compatible with them,system density of organism boron for aggravating fracture was 1.33 g/cm3.Its formula was hydroxypropyl guar for 0.5%concentration,anti-swelling agent for 0.8%concentration,potassium chloride for 1%concentration,cleanup agent for 0.5%concentration,BH-SRW1 for 40%concentration,sodium carbonate for 0.3%concentration and water,the ratio of cross-linking is 100：0.5.It can meet the requirements of construction under high temperature and high pressure.

water-soluble weigh；anti-swelling agent；aggravating fracture；viscosity-temperature curve

TE357.12

A

1673-5285（2017）06-0144-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.032

2017－05-02

趙鵬，男（1985-），工程師，寶雞大學(xué)本科畢業(yè)，從事油田化學(xué)方面的研發(fā)及科技管理工作，郵箱：jay3910331@163.com。