一种磺酸型表面活性剂压裂液的研究及应用

张锋三 任 婷 张军涛 杨 洪 高志亮

（陕西延长石油集团有限责任公司研究院，陕西西安 710075）

一种磺酸型表面活性剂压裂液的研究及应用

张锋三 任 婷 张军涛 杨 洪 高志亮

（陕西延长石油集团有限责任公司研究院，陕西西安 710075）

引用格式：张锋三，任婷，张军涛，等. 一种磺酸型表面活性剂压裂液的研究及应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（6）：94-97.

为了合成一种新型清洁压裂液，采用由脂肪酸甲酯磺酸钠与芥酸酰胺丙基甜菜碱复配的方法，得到压裂液增稠剂MC-1。对质量分数3%MC-1与3%KCl溶液交联形成的压裂液进行增稠性、剪切性和耐温等性能测试，结果表明，在高剪切下体系黏度保持在830 mPa·s，在金属离子的协同下，形成的清洁压裂液具有较好的耐温耐剪切性、黏弹性、悬砂性和破胶性，90℃时体系黏度仍能达到50 mPa·s，使用煤油破胶后破胶液黏度可低至4.5 mPa·s。在延238-1井、延300井进行了现场试验，产油量较邻井分别高出17.4 m3和4.7 m3，增产效果明显。

清洁压裂液；脂肪酸甲酯磺酸钠； 性能评价；现场试验

目前，各大油田现场压裂施工中最主要的压裂方式是水基压裂。在水基压裂中水溶性聚合物比较常见，但水溶性聚合物压裂液存在一系列问题，例如高分子滤膜在地层孔隙的吸附滞留伤害，压裂液破胶不彻底，破胶后残渣量大、返排率低造成储层内孔渗饱各项参数受到伤害等问题［1-2］。另外一种水基压裂液被称为清洁压裂液。该体系主要依靠表面活性剂在水溶液中浓度增加，分子链由链状到棒状再到蠕虫状逐渐转变形成具有黏弹性的冻胶液体，该冻胶具有较好的携砂性、耐温性及易返排等特点。目前磺酸型表面活性剂主要被当作驱油剂来进一步提高采收率，但在压裂工艺中使用较少。而部分磺酸型表面活性剂与其他黏弹性表面活性剂有着相同性质，都可以在金属离子盐的配合下形成黏弹性冻胶体系［3］。本文主要介绍脂肪酸甲酯磺酸钠在金属离子盐的协同下，形成一种具有黏弹性的压裂液冻胶，并主要考察了该冻胶体系与金属离子的协同性、耐温耐剪切性、携砂性及破胶性能。

1　室内实验

1.1主要试剂与仪器

主要试剂：脂肪酸甲酯磺酸钠，实验室采用棕榈酸与甲醇发生酯化反应后，通入三氧化硫磺化后得到粗品并提纯［4］；芥酸酰胺丙基甜菜碱，实验室采用芥酸与N，N-二甲基-1，3-丙二胺发生酰胺反应后，与环氧氯丙烷进行季铵化反应得到粗品并提纯［5］；氯化钠、氯化钾、氯化铵，分析纯，市售；蒸馏水；陶粒砂，密度1.752 g/cm3，粒径0.425～0.85 mm（20/40目）。

主要仪器：NDJ-1黏度仪，上海上天精密科学仪器有限公司；AR2000ex型共轴圆筒旋转式流变仪，美国TA仪器公司；BZY-1型全自动表面界面张力仪，上海精密仪器仪表有限公司；TX-500C全自动界面张力仪，美国科诺工业有限公司。

1.2实验方法

1.2.1压裂液制备 将脂肪酸甲酯磺酸钠与芥酸酰胺丙基甜菜碱以质量比2∶1充分混合均匀，静置，待用，视为增稠剂MC-1。称取一定量的盐（在氯化钠、氯化钾、氯化铵中任选一种）配置成不同浓度的盐溶液。在盐溶液中加入2%～5%（相对于基液而言的）增稠剂MC-1，充分混合、交联后形成脂肪酸甲酯磺酸钠压裂液。

1.2.2黏度测定 选取不同浓度和不同盐配置的压裂液，用NDJ-1黏度仪测定不同转速下压裂液的黏度。

1.2.3耐温耐剪切性能测定 以氯化钾溶液为基液，配置不同浓度的压裂液体系，利用AR2000ex型共轴圆筒旋转式流变仪测试该压裂液黏度随温度的变化（剪切速率170 s-1），确定其使用温度范围，测试80 ℃，170 s-1下的耐温耐剪切性。

1.2.4悬砂性能测定 按照中国石油天然气行业标准SY/T 5185—2008《砾石充填防砂水基携砂液性能评价方法》的要求测定该压裂液体系的携砂性能。

1.2.5破胶实验测定 在100 g自来水中加入3%氯化钾搅拌均匀后，加入3%增稠剂MC-1配置成压裂液。量取不同量的航空煤油，按体积比以一定比例与压裂液充分混合，测试80 ℃下的压裂液的破胶情况。

2　结果与讨论

2.1无机盐类型和加量对体系黏度的影响

由图1可知，随着转速的增大，体系黏度急剧下降，在转速为200 r/min时体系黏度为830 mPa·s，当转速大于200 r/min，体系的表观黏度变化不大，这是因为由于氯化钾中钾离子半径较大且刚性较强不易变形，蠕虫状分子链变粗后更加稳定，缠绕后形成的交叉状不易分开，体系抗剪切程度增加。另外，随着金属离子盐浓度的增大黏度变大，这是因为金属离子排布稠密，形成的蠕虫状体系稳定，体系的黏弹性更高。其次，氯化钾在钻井、压裂中常被用作黏土稳定剂，主要是因为氯化钾能够压缩黏土表面扩散双电层厚度，减小电位差起到稳定黏土的作用［6］。因此选用3%的氯化钾作为金属离子盐会形成更加稳定的黏弹性体系。

图1　不同类型无机盐和加量对体系黏度的影响

2.2不同浓度增稠剂MC-1对体系黏度的影响

由图2可知，随着转子转速增加，体系黏度呈下降趋势，表明该体系具有剪切变稀的特性。在常温下，增稠剂质量分数为2%、3%、4%时体系黏度均较大。但随着增稠剂浓度增大，体系中的有效含量增加，分子链间交叉缠绕概率增大，形成的稳定状态不易被打破，进而黏度保持率增加，体系黏度变化不大。增加增稠剂浓度后，其溶解时间较长导致成胶速度较慢，增大了砂堵的可能性。因此建议选用质量分数为3%的MC-1增稠剂来配置压裂液。

图2　增稠剂质量分数对体系黏度的影响

2.3压裂液体系的性能评价

2.3.1耐温性能 图3为体系（3%增稠剂MC-1+ 3% KCl）在剪切速率为170 s-1下黏度随温度的变化曲线。由图可知，体系黏度随着温度的升高呈现先减小后持平再减小的变化趋势。当温度小于60 ℃时，由于增稠剂中的表面活性剂分子链随温度升高后舒展，缠绕交叉的分子链相互疏松，网状结构不牢固导致黏度急剧降低［7-8］；在60～70 ℃范围内体系黏度稳中有增，可能是因为分子链间通过物理键合作用使得体系黏度增加；升温至90 ℃体系黏度下降，原本建立的物理键合作用被消除，有效分子链快速舒展或成球状导致体系黏度变小。在整个变化过程中，当温度升至90 ℃时黏度仍大于50 mPa·s，因此该体系适用于地温为90 ℃以下的地层。

图3　温度对压裂液体系黏度的影响

2.3.2耐剪切性能 图4为压裂液体系（3%MC-1+ 3% KCl）在剪切速率为170 s-1时的耐剪切曲线。由图可知，压裂液体系黏度随着温度上升，呈现先急剧降低后保持平衡的变化。这是因为体系内的有效分子链遇高温后逐渐卷曲，缠绕交叉的分子链明显减少导致体系内部网状结构解散［9-10］，进而导致体系黏度降低，升温至80 ℃时黏度下降至76 mPa·s，继续剪切黏度几乎保持不变，稳定在70 mPa·s以上，表明体系此时仍有较好的悬砂性能可以满足压裂施工要求。

图4　压裂液的耐温耐剪切曲线

2.3.3黏弹性 图5中G′为反映流体弹性的储能模量，G″为反映流体黏性的耗能模量。由图可知，在25～50 ℃时，G′大于G″，tanδ＜1，流体形态以弹性为主，表明体系内部网状结构较多，弹性空间较大，弹性增强。温度升高，储能模量降低，耗能模量先增大后减小，导致黏弹比G′/G″逐渐变小，液体悬砂性减弱［11-13］。当温度大于58 ℃时，耗能模量大于储能模量，液体弹性较小，体系以黏性为主，当温度较高时，储耗能模量均较低，非牛顿流体转化为牛顿型流体，黏弹性较低悬砂性较差。

图5　温度对黏弹性压裂液动态剪切模量的影响

2.3.4携砂性能 压裂液必须具备较好的携砂能力，将支撑剂带到裂缝中提高地层裂缝的导流能力。测试发现陶粒砂在清洁压裂液中的自然沉降速率为0.35 mm/s。如表1，该体系清洁压裂液中陶粒砂的沉降速率明显小于常规瓜胶压裂液。因此该压裂液能够适用于大排量、高砂比压裂工艺。

表1　压裂液悬砂性能测试

2.3.5破胶性能 压裂液被地层水稀释后有效含量降低导致黏度下降，另外清洁压裂液与地层原油或天然气接触后会自动破胶稀释成水。如表2，随着煤油量的增多和破胶时间的延长，破胶液黏度下降。在煤油加量为6 mL、保温2 h后，破胶液黏度为4.5 mPa·s（＜5 mPa·s）。利用表界面张力仪测得破胶液的表面张力为24.45 mN/m（＜28 mN/m），界面张力为0.876 4 mN/m。该体系破胶后破胶液黏度低，表界面张力小，有利于压后返排。

3　现场应用

使用3%MC-1+3%KCl配置清洁压裂液在延238-1井、延300井进行了压裂现场试验，邻井延237-2井、延300N井选用常规瓜胶压裂液进行压裂施工。试验井与邻井的效果对比见表3，可以看出，脂肪酸甲酯磺酸盐清洁压裂液试验井的试排效果明显优于邻井，延238-1井较延237-2井日产油量高出17.4 m3。清洁压裂液试验井返排过程中返排液泡沫量较大，经测试返排液黏度2.4 mPa·s、表面张力31.64 mN/m、界面张力0.456 3 mN/m，较采用瓜胶压裂液的井返排率有大幅提高，有利于提高油井产量。

表2　压裂液破胶测试

表3　试验井与常规压裂井效果对比

4　结论

（1）由脂肪酸甲酯磺酸钠与芥酸甜菜碱复配成的增稠剂MC-1具有较好的增稠效果，能在金属离子的协同作用下形成性能良好的压裂液体系。

（2）清洁压裂液具有较好的耐温耐剪切性、黏弹性、悬砂性和破胶性能，能够进行大排量、高砂比压裂施工。

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（修改稿收到日期 2015-10-14）

〔编辑 朱 伟〕

Research and application of surfactant fracturing fuid of sulfonic acid type

ZHANG Fengsan，REN Ting，ZHANG Juntao，YANG Hong，GAO Zhiliang
（Reasearch Institute of Shanxi Yanchang Petroleum（Group）Co. Ltd.，Xi'an 710075，China）

In order to synthesize a new kind of clean fracturing fluid，the method based on compounding of fatty acid methyl ester sulfonate（MES） and erucic acid amide propyl betaine is used，so as to obtain the fracturing fluid thickener MC-1. The performance tests on thickening property，shear property and temperature resistance of the fracturing fluid formed through crosslinking of MC-1 of which the mass fraction is 3% and KCl of which the mass fraction is 3% are carried out. The test results reveal that，under high shear，the viscosity of the system remains at 830 mPa·s； together with metallic ion，the clean fracturing fluid formed has relatively high temperature resistance，shear resistance，viscoelasticity，sand-suspending property and gel-breaking property； at the temperature of 90℃，the viscosity of the system can still reach 50 mPa·s. After the gel is broken by kerosene，the viscosity of the gel breaking fluid may become as low as 4.5 mPa·s. The field test has been carried out in Well Yan 238-1 and Well Yan 300，the oil production is higher than that of adjacent wells by 17.4 m3and 4.7 m3respectively，and the production-increasing effect is obvious.

clean fracturing fluid； MES； performance evaluation； field test

TE357.1

A

1000-7393（ 2015 ） 06-0094-04 doi:10.13639/j.odpt.2015.06.024

陕西省科技统筹创新工程计划课题“陆相页岩气资源地质研究与勘探开发关键技术攻关”（编号：2012KTZB03-03）；国家科技支撑计划项目“陕北煤化工CO2捕集、埋存与提高采收率技术示范”（编号：2012BAC26B00）。

张锋三，1987年生。2013年毕业于陕西科技大学油田化学专业，现主要从事压裂液的合成及研发工作，助理工程师。电话：029-88899671。E-mail：zhangfengsan911@126.com。