减阻剂体系的室内研究及应用

龙学莉，叶 智，程晓亮，万胜勇，魏 巍

（西安长庆化工集团有限公司， 陕西 西安 710018）

长庆油田属于典型的“低压，低渗、低丰度”三低油田，为达到工业开发的目的，必须对其进行压裂改造，常使用清水或瓜尔胶溶液进行压裂。经过近几十年的开发，逐渐向致密油气藏开发，导致压裂施工中摩阻系数大、施工压力高，严重的影响了压裂施工的效率。减阻剂的开发及应用有效的克服了以上缺点[1-4]。目前减阻剂的减阻机理主要有以下两种：①依靠自身粘弹性抑制紊流，从而降低了能量损失。②粘弹性与漩涡相互作用。减阻剂的减阻效果取决于溶液中减阻剂分子的旋转半径和主链结构的弹性[5]。

本文利用反相乳液聚合技术合成了减阻剂主剂，并开展了室内研究，确定了现场最佳使用浓度，现场应用取得了良好效果[6,7]。

1 实验部分

1.1 药品及仪器

丙烯酰胺、丙烯酸、环己烷、Span60、Tween80、过硫酸铵、亚硫酸氢钠为分析纯;

TOF-2 西安长庆化工集团有限公司;

TOS-1 西安长庆化工集团有限公司;

HAMZ-IV型管路摩阻仪 南通华安科研仪器有限公司。

1.2 减阻剂的合成

矿化度盐水离子组成详见表1。

表1 矿化水离子组成Table 1 Salt ions

将配制好的 AM、AA单体水溶液缓慢滴加到Span60、Tween80和环己烷的混合物中，乳化20 min，升温至40 ℃，加入过硫酸铵和亚硫酸氢钠引发剂，恒温老化一段时间，得到减阻剂主剂EM30。

1.3 减阻率测试方法

以合成出的减阻剂主剂EM30，并筛选出西安长庆化工集团有限公司生产的助排剂TOF-2和粘土稳定剂 TOS-1为助剂，组成了减阻剂体系。减阻剂体系配方：

清水+0.25% EM30（减阻剂）+0.3% TOF-2（助排剂）+0.3% TOS-1（粘土稳定剂）

（1）按减阻剂体系配方中原料依次加入水中，搅拌均匀，溶胀60 min待用；

（2）清水加入到管路摩阻仪中，测得其管路中的压力差P1；

（3）将1.3.1中减阻剂体系加入到管路摩阻仪中，测得其管路中的压力差P2；

计算出减阻剂体系体系的减阻率n：

式中：n —减阻率；

P1—为清水的压力差；

P2—为减阻剂体系的压力差。

2 结果及讨论

2.1 配伍性

减阻剂体系由多组份组成，体系组份间的配伍性，直接影响体系的性能，因此，体系的配伍性是能否正常使用的前提。将减阻剂体系配方中助剂依次加入到清水中搅拌均匀，充分溶胀后，得到减阻剂体系，将体系分别在30、60、90 ℃恒温60 min，无沉淀、絮凝现象，配伍性好，满足现场 90 ℃内施工的需要。

2.2 溶胀速率

随着致密油藏等的开发，水平井的大规模应用，要求压裂液在较短时间内完成配制，有效的提高效率，同时节约人力物力。因此，需要较高的溶胀速率保障液体短时间内配制完成。在 30 ℃温度下，用去离子水配制0.25% EM-30减阻水体系，用毛细管粘度计检测其不同时间的粘度，检测结果见表2。减阻水体系在20 min内，粘度完全释放，在5 min内粘度为最终粘度的88.1%，减阻水体系满足现场应用的需求。

表2 减阻水溶胀速率Table 2 Drag reduction water swelling rate

2.3 表观粘度与减阻率的关系

配制成不同粘度的减阻剂，测试其不同排量下的减阻率，见图1。从图1可看出，将减阻剂配制成水溶液后，在相同粘度下，排量越大，减阻率越高，排量越小，减阻率越低，在27.3 L/min下最大减阻率达到 77.9%，在 9.4 L/min下最大减阻率为54.4%；同一排量下，随着表观粘度的降低，减阻率缓慢上升，当表观粘度下降到一定程度后，减阻率迅速下降。在不同的排量下，为达到最佳的减阻效果，应选择表观粘度适当的减阻剂水溶液。

图1 粘度与减阻率的关系图Fig.1 Viscosity and drag reduction rate of the diagram

2.4 矿化度与减阻率的关系

利用不同矿化度盐水，配制浓度为0.25%的减阻剂体系，考察矿化度与减阻剂体系减阻率的关系。从图2可看出，矿化度在100~400 mg/L之间时，随着矿化度的增加，减阻体系的减阻率迅速下降，随着矿化度再增大，减阻率缓慢下降，配液水中矿化度的高低对减阻剂的性能具有明显的影响。

图2 矿化度与减阻率的关系图Fig.2 Salinity and drag reduction rate of the diagram

2.5 浓度与减阻率的关系

图3 浓度与减阻率的关系图Fig.3 Concentration and drag reduction rate of the diagram

在模拟现场配液水矿化度下，将EM30配制成不同浓度的水溶液，考察减阻剂浓度对减阻率的影响。从图3可看出，随着减阻剂浓度的增加，减阻率逐渐提高，当达到0.3%时，减阻率达到最大，减阻剂浓度再增加，减阻率缓慢下降。

3 现场应用

2014年，减阻剂体系在现场得到234口井，总体施工性能稳定，试验效果良好，部分施工井施工参数见表3。

表3 部分施工井数据表Table 3 Part of the construction of well data tables

油管施工排量1.2~2.0 m3/min，施工压力下降3~16 MPa，套管施工排量2.8~4.0 m3/min，施工压力下降3~9 MPa，施工成功100%，表明该体系满足大排量致密油藏的压裂施工需要。

4 结 论

（1）利用反相乳液聚合技术合成出了减阻剂主剂EM30，筛选相关助剂组成了减阻剂体系。

（2）室内研究表明，减阻剂体系20 min内完全溶胀，90 ℃内配伍性良好，排量为27.3 L/min时，最大减阻率达到77.9%，现场最佳使用浓度为0.3%。

（3）现场应用234口井，总体施工性能稳定，油管压力平均下降8.7 MPa，套管压力平均下降5.8 MPa，取得了较理想的减阻效果。

［1］卢拥军.低浓度压裂液体系在长庆致密油藏的研究与应用[J].石油钻采工艺，2012，34(4)：67-70.

［2］黄依理.长庆油田连续混配压裂液[J].油田化学，2009，26（4）：376-378.

［3］窦宏恩，马世英.巴肯致密油藏开发对我国开发超低渗透油藏的起始[J].石油钻采工艺，2012，34（2）：120-124.

［4］李平.新型页岩气压裂液降阻剂的研究及应用[J].天然气与石油，2014(2)：72-76

［5］肖博.页岩气藏清水压裂减阻剂优选与性能评价[J].油气地质与采收率，2014，21（2）：102-105

［6］刘通义.清洁压裂液摩阻特性研究[J].钻采工艺，2009，32（5）：85-86.

［7］柳慧,侯吉瑞,王宝峰.减阻水及其添加剂的研究进展及展望[J].广州化工,2012，40(11).