新型聚合物压裂液管内携砂性能研究

吕其超，李兆敏，李宾飞，李松岩，张丁涌

（1.中国石油大学，山东 青岛 266580；2.中石化胜利油田有限公司，山东 东营257068）

引 言

中国低渗透、超低渗透油气田的探明储量逐年增大，该类油气田大多需要经过压裂才能得到工业产能[1-3]，压裂液性能的优劣是影响压裂施工和增产效果的一个重要因素，而压裂液的携砂能力是保证支撑剂安全有效运送及对裂缝高效填充的基础[4-6]。现场施工过程中常因泵速、砂比等参数控制不当，导致支撑剂的管内沉积，增加压裂液流动摩阻甚至发生管内砂堵事故，影响压裂施工的安全及效果[7-8]。目前常用的静态悬砂性测试手段无法直观模拟该类状况下的压裂液携砂[9-13]。笔者采用大型压裂液管流测试装置对新型聚合物压裂液的管内携砂能力进行了研究，分析了高温剪切后交联压裂液的管内携砂流动现象，主要包括：水平管内支撑剂沉降和悬浮现象以及竖直管内支撑剂的沉积及底部砂堵现象，在此基础上，对比分析了新型聚合物压裂液与常规胍胶压裂液的携砂能力，以期为压裂工艺的改进提供理论支撑。

1 实验部分

1.1 实验材料

主要实验材料：LP-3A聚合物(东营市现河工贸有限责任公司)，LP-3B聚合物交联剂（东营市现河工贸有限责任公司)，羟丙基胍胶（东营市信德化工有限责任公司），HTC-160胍胶交联剂（东营市信德化工有限责任公司），KCl（国药集团化学试剂有限公司），陶粒支撑剂（粒径范围为0.4～0.8mm、东营市现河工贸有限责任公司）。新型聚合物压裂液的主体配方为 0.5%LP-3A+0.5%LP-3B+2%KCl，交联胍胶压裂液的主体配方为 0.5%羟丙基胍胶+0.5%HTC-160+2%KCl（所述比例均为质量比）。

主要实验设备：大型压裂液管流测试装置、AntonPaar MCR302旋转流变仪、DJ1C搅拌器、TC-202水浴锅、METTLER TOLEDO电子天平。

1.2 实验方法

1.2.1 压裂液基本特性测试

流变性：采用AntonPaar MCR302旋转流变仪测试压裂液在剪切速率为170s-1下的表观黏度，采用震荡时间扫描测量压裂液弹性模量和黏性模量，测试温度为30～90℃；携砂性：采用陶粒支撑剂与压裂液搅拌混合，配置成砂比为15%的携砂压裂液，在透明恒温水浴中观察支撑剂的沉降，测试温度为90℃。

1.2.2 管内携砂性实验

图1 大型压裂液管流测试装置

实验系统见图1。压裂液基液及低砂比携砂液可在储罐内配置完成，储罐内的加热器可对压裂液进行加热，搅拌机可对压裂液进行搅拌剪切。压裂液由螺杆泵泵出，然后与经螺旋输送机输出的支撑剂颗粒混合配置成携砂液，支撑剂的输出速度可由变频器控制。携砂液测试段分为水平管测试段和直管测试段，均可实现压差的监控及流动状态的可视化，其中水平测试段具有3种不同内径的管路，管径分别为1.5、2.0、2.5cm，竖直管管径为2.0cm。

水平管携砂测试：水平管测试使用的携砂液在储液罐内直接混合形成，携砂液以一定初始泵速分别泵入3种管径的水平管，初始泵速应保证支撑剂处于全悬浮状态，随后逐渐降低泵速，待支撑剂沉降后再逐渐升高泵速，测试过程中监测携砂液流动状态的变化，采集压差及流量的变化数据。

垂直管携砂测试：采用储液罐混合配置低砂比携砂液，加砂罐辅助加砂形成高砂比携砂液，携砂液以固定流速泵入竖直管，控制加砂罐的加砂速度，使携砂液的砂比以 5%的梯度增加，监测携砂液的流态及压差变化，当压差突然升高时，停止测试。

压裂液在2种类型管道中测试前，均在储罐内加热至90℃并通过搅拌机高速剪切5min，目的是模拟地层温度升高及管内剪切对压裂液性能的影响，以便研究携砂液在加热及剪切变稀后的携砂能力。

2 实验结果及讨论

2.1 新型压裂液基本性能

图2 压裂液流变曲线

新型聚合物压裂液的稠化剂LP-3A是一种由丙烯酰胺（PM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙基磺酸钠（AMPS）、疏水单体合成的三元共聚物，相对分子质量为200×104～300×104，LP-3B是一种针对该型稠化剂的有机锆复合交联剂。新型聚合物压裂液体系具有耐温性强、摩阻低、携砂性强等特点。

图2为压裂液流变曲线。由图2可知，聚合物和胍胶均具有良好的耐温性，其在温度为90℃、剪切速率170s-1下表观黏度均高于 150mPa·s。聚合物的表观黏度虽略低于胍胶，但其弹性模量高于胍胶，同时聚合物弹性模量远高于黏性模量，在黏弹模量中占主导地位。流体的悬砂能力不仅受黏度影响，更与流体的弹性相关。将不同压裂液在90℃水浴下恒温1h后对其悬砂能力进行对比，结果表明聚合物压裂液的悬砂性明显高于胍胶压裂液的悬砂性。聚合物压裂液的这一流变特性使其具有强悬砂能力，且相对常规胍胶压裂液具有较低的摩阻。

2.2 压裂液水平管携砂

图3 水平管中聚合物携砂液流动曲线及流动状态（砂比30%，管径2.5cm）

聚合物携砂液在水平管内的压力梯度及流速随时间变化曲线见图3。聚合物携砂液初始阶段流速较高，流动状态以A点为代表，此时支撑剂处于全悬浮运移状态；随着流速的下降，压力梯度也随之下降，直到流速到达B点，即临界沉降流速VD=0.23m/s时，支撑剂开始沉降到底部，但支撑剂沉降层仍在流动；当流速低于VD之后，管内切面的支撑剂浓度差加大。该阶段流动状态如C点，支撑剂沉降层加厚且流动缓慢甚至呈现静置状态。支撑剂的沉降引起过流面积的缩小，导致更高的压力梯度产生；随着流速的再次升高，支撑剂被重新携起，这使过流面积逐渐恢复，压力梯度降低，当流速到达D点即临界悬浮点，支撑剂在水平管内再次全悬浮运移。

进一步研究管径对聚合物压裂液水平管内携砂的影响，同时加入常规胍胶压裂液的对比实验。图4为2种压裂液的支撑剂临界沉降及悬浮速度与管径的关系图。其中砂比为30%的聚合物携砂液在不同内径的水平管中临界沉降速度低于胍胶携砂液，同时聚合物压裂液使支撑剂再悬浮的临界悬浮速度也低于胍胶，聚合物表现出良好的携砂能力。由图4可知，管径对交联压裂液中支撑剂临界沉降及悬浮速度有较强的影响，2种压裂液的临界沉降及悬浮速度均随管径的增大而升高。在相同的管截面平均流速下，管径越大，液体对管底的剪切速率越小，剪切力越小，支撑剂更易在管底沉积。当管径为1.5～2.5cm时，对临界流速及管径进行线性拟合，可以看到聚合物携砂液的临界沉降及悬浮速度随管径的增幅小于胍胶，这说明随管径增大对聚合物压裂液携砂能力的降低幅度相对较小。

图4 支撑剂临界沉降及悬浮速度与管径关系图（砂比30%）

图5 支撑剂临界沉降及悬浮速度与砂比关系图（管径2.5cm）

研究管径对聚合物及胍胶的携砂性能影响(砂比为10%～60%),图5为支撑剂临界沉降及悬浮速度与砂比关系图。由图5可知，2种压裂液在低砂比阶段（砂比为10%～30%）的临界沉降速度基本保持不变，但到高砂比阶段（砂比为30%～60%），临界沉降速度随砂比的增大显著增大。这是因为当支撑剂的浓度升高到一定程度后会出现互相聚集，即“颗粒团聚”现象，这会使支撑剂表现出大颗粒的性质，此时支撑剂的沉降现象加剧。在低砂比阶段即使发生支撑剂颗粒的沉降，支撑剂沉积层也能水平运移，在高砂比阶段当支撑剂颗粒发生沉降后，支撑剂沉积层底部的水平运移速度迅速降低，并出现沉积层静止现象，此时压裂液对支撑剂沉积层的运送效率几乎为零。图6中，2种压裂液的支撑剂临界悬浮速度高于临界沉降速度（砂比为10%～60%），主要是由于支撑剂沉积后，颗粒之间的相互作用增强，需要更强的水平作用力带动其运移，因此临界悬浮速度相对较高。砂比为 10%～60%时，聚合物支撑剂临界沉降速度及悬浮速度均低于常规胍胶压裂液，表现出优良的携砂能力。

2.3 压裂液直管携砂

不同于水平管内的压裂液携砂，在垂直管及小角度斜直管的过流断面上，支撑剂没有明显的浓度梯度，但随着砂比的增高，支撑剂在压裂液中分布密集并出现“颗粒团聚”效应，支撑剂颗粒群的沉降速度加快，尤其是高砂比时，强烈的“颗粒团聚”效应会导致直管的底部发生支撑剂的动态堆积，进而影响管路流动。图6为高砂比下聚合物携砂液在直管底部内的支撑剂沉降规律。当砂比为50%时，直管底部尚未发生支撑剂的堆积，压裂液可以迅速地将支撑剂携出；当砂比升高到60%时，支撑剂沉降加快，如图7中红圈内出现了支撑剂的沉积层，但仍以一定速度运移；当砂比为80%时，支撑剂的沉积层增厚，直管底部出现了明显的分层流动，如图7中红圈内黄线以上携砂液迅速运移，黄线以下支撑剂层运移非常缓慢甚至有停止趋势；当砂比达到90%时，直管底部发生了管内砂堵现象，引起泵压的迅速增大。

图6 聚合物携砂液在直管底部支撑剂沉降规律（初始平均流速0.5m/s）

进一步研究砂比影响下直管内携砂液平均压力梯度的变化，随着砂比的增高，聚合物及胍胶携砂液的平均压力梯度逐渐增大，当砂比上升到足以使直管底部出现砂堵现象时，携砂液平均压力梯度会突然上升。在相同流速下，聚合物携砂液发生砂堵时砂比高于胍胶携砂液。同时对比2种携砂液在直管内的平均压力梯度值，聚合物携砂液在不同砂比下压力梯度均低于胍胶，表现出低摩阻特性。新型聚合物的这种携砂优势有助于提高压裂液携砂效能并降低压力损失，这对于高砂比施工是十分必要的。

3 结 论

（1）新型聚合物压裂液具有良好的耐温性，流体弹性模量在黏弹模量中占主导地位，且高于相同温度条件下交联胍胶的弹性模量，该流变特性使聚合物静态悬砂能力强于胍胶压裂液。

（2）在水平管中，聚合物携砂液的临界沉降及临界悬浮速度随管径的增大而升高；砂比升高过程中，携砂液的临界沉降及悬浮速度在低砂比阶段变化不大，在高砂比阶段显著升高。聚合物携砂液的2种临界流速均低于胍胶携砂液，表现出良好的携砂能力。

（3）在直管中，随着砂比的增大，聚合物携砂液的压力梯度逐渐升高且支撑剂在管底的沉积现象加剧，当砂比超过一定浓度后直管底部发生砂堵，聚合物携砂液发生管内砂堵时的砂比高于胍胶携砂液。

[1]杨晓萍，赵文智，邹才能，等.低渗透储层成因机理及优质储层形成与分布[J].石油学报，2007，2（4）：57-61.

[2]袁旭军，叶晓端，鲍为，等.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺，2006，29(4)：31-33.

[3]姚洪田，周洪亮，窦淑萍，等.低渗透油藏注水井有效压裂技术探索[J].特种油气藏，2014，21(1)：129-130.

[4]孙晓，周洪亮，白玉.交联氮气泡沫压裂液的携砂性能研究[J].工程热物理学报，2011，32(1)：67-70.

[5]刘玉婷，管宝山，等.纤维对压裂液携砂能力的影响[J].油田化学，2012，29(1)：75-79.

[6]肖丹凤，鲁青春， 张宗雨， 等.■延缓交联压裂液技术［J］.大庆石油地质与开发，2012，31（3）：97-101.

[7]Pinchas Doron. Pressure drop and limit deposit velocity for solid-liquid flow in pipes[J]. Chemical Engineering Science，1995，50(10)：1595-1604.

[8]刘建坤，郭和坤，吴春方，等.致密储层压裂液稠化剂损害实验评价方法[J].大庆石油地质与开发，2013，32（5）：98-103.

[9]王丽伟，程兴生，翟文，等.压裂液黏弹特性与悬浮支撑剂能力研究[J].油田化学，2014，31(1)：38-41.

[10]肖博，张士诚，郭天魁，等.页岩气藏清水压裂悬砂效果提升实验[J].东北石油大学学报，2013，37(3)：94-99.

[11]李兆敏，安志波，李宾飞，等.氮气泡沫压裂液的性能研究及评价[J].钻井液与完井液，2013，30(6)：71-76.

[12]张林，沈一丁，隋明炜.低浓度胍胶压裂液有机硼交联剂YJ-P的合成与应用[J].精细化工，2013，30(1)：104-107.

[13]夏富国，郭建春，等.天然裂缝压裂液滤失模型[J].油气地质与采收率，2013，20（4）：105-110.