一种新型滑溜水压裂液降阻剂合成与应用研究

程 俊，裴金贵，徐仿海，吴向阳

（1. 延安职业技术学院，陕西 延安 716000； 2. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西 安塞 717400）

一种新型滑溜水压裂液降阻剂合成与应用研究

程 俊1，裴金贵1，徐仿海1，吴向阳2

（1. 延安职业技术学院，陕西 延安 716000； 2. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西 安塞 717400）

减阻剂是滑溜水压裂液的核心添加剂，采用反相乳液聚合法合成了一种新型降阻剂，并以其为主剂，配制了一种滑溜水压裂液体系。考察了降阻剂的各项性能和滑溜水压裂液体系对岩心渗透伤害和裂缝导流能力伤害性能。试验结果表明：降阻剂具有较好降阻性能和携砂性能；该降阻剂配制的滑溜水压裂液对岩心渗透伤害率低、对支撑剂导流能力的伤害率低，对支撑剂导流能力的伤害恢复率达到95.8%；该降阻剂配制的滑溜水压裂液具有低摩阻和高弹性的特点，可以实施大液量、大排量、大砂量的施工。

反向乳液聚合；降阻剂；滑溜水压裂液；合成

压裂是低渗透油气田增产、增注、提高油井产能的一项非常重要的措施[1,2]，陕北鄂尔多斯盆地非常规油气藏具有高强度岩石、低闭合应力、低渗透率等地层特性，常规交联瓜胶压裂液存在对地层孔喉以及微裂缝伤害大、返排液体不可再利用、排放污染环境、加大施工规模造成破胶返排速度慢等缺点，而滑溜水（减阻水）压裂液能形成复杂的网络裂缝，压裂产生的裂缝更长，并将压裂支撑剂运至裂缝网络，对地层伤害低，极大地提高了压裂增产效果[3-6]，但其也存在携砂能力差、支撑剂输送困难、砂比过高、容易造成砂堵等缺点，因此滑溜水压裂必须具备低粘高弹的特性，这主要取决于压裂液体系中减阻剂的性能，加入滑溜水压裂液中的降低流体流动阻力的化学添加剂称为减阻剂[7]。减阻剂是滑溜水压裂液的核心添加剂，但目国产减阻剂供应不多，各油田主要从国外采购，从而增加了油气的开采成本[8,9]，所以减阻剂的合成是滑溜水体系的关键。本项目以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和十二烷基二甲基溴化铵（BG）为聚合单体，失水山梨醇油酸酯（Span-80）、失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚（Tween-80）、烷基酚聚氧乙烯醚（0P-10）作为复合乳化剂，偶氮二异丁酸二甲酯（AIBME）为引发剂，常温下采用反向乳液聚合法合成了一种新型降阻剂，复配了一种新型滑溜水压裂液，考察了减阻剂和压裂液的各项特性。研究表明该降阻剂具有较好的水溶性、热稳定性、配伍性、降阻性、携砂性能和耐温性能等特性，用该降阻剂配制的滑溜水压裂液具有低粘高弹、低摩阻的特点，通过弹性携砂[10,11]可以实施大液量、大排量、大砂量的施工和实现形成复杂缝网的压裂体积改造。

1 试验部分

1.1 药品与仪器

药品：丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）和十二烷基二甲基溴化铵（BG）、失水山梨醇油酸酯（Span-80）、失水山梨醇单油酸酯聚氧乙烯醚（Tween-80）、烷基酚聚氧乙烯醚（0P-10）、异十六烷、3组黏土防膨剂和助排剂、40目陶粒均为工业品；偶氮二异丁酸二甲酯（AIBME）、氢氧化钠、盐酸、氯化钾均为分析纯；高纯氮气；去离子水。

仪器：三口烧瓶；电子天平；Fann-35黏度计；HHS电热恒温水浴锅；搅拌器；红外光谱仪；DV-ⅢULTRA型流变仪；摩阻测试仪；WARING混调器；K100型自动界面张力仪；页岩膨胀仪；GGS71型高温高压失水仪；离心机；秒表等。

1.2 减阻剂合成

在1 000 mL的三口瓶中加入一定量的Span-80、Tween-80、0P-10复合乳化剂和异十六烷，搅拌使其完全溶解混合待用；在500 mL的烧杯中依次加入单体AA、AM、AMPS、BG和去离子水，溶解混合均匀后，加入NaOH水溶液调整至pH值至7.5，然后把水相加入到三口烧瓶油相中；将三口烧瓶放入30 ℃的水浴箱中，启动搅拌，使水相与油相混合均匀成为稳定的反相乳液；通入高纯氮气除去反应体系中的氧，滴加引发剂AIBEM开始引发聚合，恒温搅拌反应4 h，得到淡化色黏稠液体减阻剂。

表1 基液参数测量结果Table 1 Measurements of base fluid parameter

表2 加入降阻剂前后摩阻测量结果Table 2 Measurements of friction with friction reducer and without friction reducer

2 减阻剂性能评价

2.1 热稳定性

在100 mL去离子水和100 mL 9%的氯化钾溶液中分别加入 5%的降阻剂搅拌均匀；把两种体系分别放置于 65、85 ℃的恒温水浴中加热，分别在2.5、4.5、6.5 h时观察体系的变化。结果发现2种体系中均无分层、无沉淀、无气体产生、无颜色变化等现象，说明该降阻剂在淡水和盐水中的热稳定性良好。

2.2 配伍性

在100 mL自来水和100 mL 9%的氯化钾溶液中分别加入0.5%的降阻剂搅拌均匀；分别在2种液体体系中，加入一定比例的第一组防膨剂和助排剂制成滑溜水，将2种体系皆放置于85 ℃的恒温水浴中加热，分别在2.5、4.5、6.5 h时观察体系的变化；按同样的步骤对第二组、第三组防膨剂和助排剂进行配伍性实验。结果发现2种体系中均无分层、无沉淀、无气体产生、无颜色变化等现象，说明降阻剂和盐及多种常用添加剂的配伍性良好。

2.3 降阻性

配制一定体积的 9%的氯化钾盐水，测量一定体积的盐水和自来水在一定泵注速率下，加入降阻剂前后的摩阻，并测量密度和黏度等相关参数。相关参数见表1和表2。从表1可知：对于9%氯化钾盐水，测得的摩阻比自来水高出10%，因盐水的密度比自来水的密度大，所以同一条件下盐水的摩阻也大；从表 2可知：该降阻剂在自来水中用量0.075%，泵注速率为60 L/min时，直管中降阻达到71.7%，弯管中降阻达到60%,而同样泵注条件下，9%氯化钾盐水中，只有加大降阻剂用量为0.116%时，直管中降阻达到 71.5%，弯管中降阻达到58.4%。

2.4 携砂性能

分别配制含降阻剂0.075%、0.115%、O.145%、0.28%的 4种水溶液，含降阻剂分别为 0.075%、O.115%、0.145%、0.28%的4种9%氯化钾盐水。在250 mL的量筒中依次加入上述两体系液体至量筒口1 cm的位置，采用40目的陶粒进行沉降速率试验，具体数据见表3。从表3可知：在自来水中加入少量降阻剂，形成溶液的黏度虽较小，但携砂能力却比自来水高出很多；同样在 9%氯化钾盐水中加入等比例的降阻剂，其携砂性能也比自来水高出很多，所以该降阻剂具有较好的携砂能力。

2.5 黏度及耐温性能

分别对0.075%降阻剂水溶液、0.28%的降阻剂水溶液、含0.115%降阻剂的9%KCl盐水、含0.28%降阻剂的9%KCl盐水用DV-ⅢULTRA型流变仪对其进行黏度测量和耐温性试验，剪切速率为170 s-1。

表3 陶粒沉降速度Table 3 Settling velocity of ceramicite

由流变试验可知，0.076%的降阻剂水溶液，在21.5 ℃的初始黏度值为1.9 mPa·s，升温时间为15 min，最高温度升至59 ℃，15 min内测出的黏度值只有3个点高于3 mPa·s；0.28%降阻剂水溶液，在25 ℃的初始黏度值为 5.28 mPa·s，升温时间为 30 min，最高温度升至101 ℃，此时黏度为0.5 mPa·s，可见该降阻剂有较好的耐温性；含0.115%降阻剂的9%KCl盐水，在25 ℃的初始黏度值为2.3 mPa·s，升温时间为15 min，最高温度升至55 ℃，在这15 min内测出的黏度值都低于3 mPa·s；含0.28%降阻剂的 9%KCl盐水，在 30 ℃的初始黏度值为 4 mPa·s，升温时间为15 min，最高温度升至65 ℃，此时其黏度为3 mPa·s，这15 min内测出的黏度值只有2个点高于3 mPa·s。可见，滑溜水具有低黏特点，这为实现非常规油气藏大排量的压裂施工和实现形成复杂缝网的体积改造奠定了良好基础。

2.6 滤失性能

采用静态滤失实验测定压裂液的滤失性能，配制500 mol滑溜水压裂液，装入高温高压失水仪，连接好装置，设定实验需要的温度，压裂液温度达到设定温度时，通过氮气压力源供给压差为3.5 MPa的回压，用量筒收集滤失液，测定 1，4，9，16，25，30，36 min时的滤失量，各温度下滑溜水压裂液滤失性能数据见表4。由表4可知：随着温度升高，滑溜水压裂液滤失系数、滤失速度和初滤失量相应变大。滑溜水压裂液的滤失速度、初滤失量和滤失系数满足SY/T6376-1998压裂液通用技术条件中对这项要求的技术指标(滤失系数≤1.0×10-3，滤失速度≤1.5×10-4，初滤失量5.0×10-2)。

表4 滑溜水压裂液滤失性能Table 4 Filtration property of slickwater fracturing fluid

2.7 剪切稳定性与流变特征

使用流变仪在 50 ℃下测试了滑溜水压裂液的流变剪切性能，实验结果如图1所示。由图1可知：在小于10 s-1低剪切速率情况下，表观黏度较高，大于13.2 mPa·s；而在大于1 000 s-1高剪切速率下，表观黏度为3.68 mPa·s，滑溜水压裂液体系具有良好的剪切稳定性，该滑溜水压裂液体系有较强的非牛顿流体特性，具有剪切变稀特性，在低剪切速率下黏度较高，对支撑剂悬浮有利，而在高剪切速率下黏度低，稳定性好，对降低流动阻力有利。

图1 滑溜水压裂液的流变剪切性能Fig.1 Rheological and shear properties of slickwater fracturing fluid

3 压裂液伤害实验

3.1 基质伤害

基质的渗透率损坏会影响压裂施工效果，所以选择人造岩心对滑溜水压裂液配方进行伤害评价，滑溜水压裂液与普通胍胶压裂液对岩心基质渗透伤害率实验结果如表5所示。由表5可知：滑溜水压裂液比普通胍胶压裂液体系的岩心渗透伤害率降低了67%。

表5 滑溜水压裂液与胍胶压裂液岩心渗透伤害率Table 5 Core permeability damage rate of slickwater and melon glue fracturing fluid

3.2 压裂液对裂缝导流能力伤害

裂缝导流能力是压裂后影响油井产量的主要因素，由于滤失，在支撑剂充填导流中，交联液体被浓缩了许多倍，被浓缩的交联聚合物如果在施工后没有降解，那么将严重地削弱支撑充填层的渗透率。支撑裂缝导流能力伤害实验方法如下：注入1%KCl溶液，测得初始裂缝导流能力；注入滑溜水压裂液或破胶后的胍胶溶液，测得此时的支撑裂缝导流能力；再次注 1%KCl溶液，与第一次测得导流能力对比，获得滑溜水压裂液和胍胶溶液对支撑裂缝的伤害程度。滑溜水压裂液和0.35%胍胶压裂液破胶液对支撑剂导流能力的伤害率实验结果如表 6所示。由表6可知：滑溜水压裂液对支撑剂导流能力的伤害率约是胍胶压裂液体系伤害率的 1/2，并且恢复率达到95.8%。

表6 压裂液对支撑剂导流能力伤害Table 6 Proppant conductivity damage rate of fracturing fluid

4 结 论

（1）合成的降阻剂具有较好的水溶性、热稳定性、配伍性、降阻性、携砂性能、耐温性能、滤失性能、剪切性能稳定等特性。

（2）用该降阻剂配制的滑溜水压裂液对岩心伤害率低、对支撑剂导流能力的伤害率低，对支撑剂导流能力的伤害恢复率达到95.8%。

（3）用该降阻剂配制的滑溜水压裂液具有低粘度、低摩阻、高弹性的特点，可以实施大液量、大排量、大砂量的施工和形成复杂缝网的体积改造。

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Study on Synthesis and Application of a New Type Slickwater Fracturing Fluid Friction Reducer

CHENG Jun1，PEI Jin-gui1，XV Fang-hai1，WU Xiang-yang2
（1. Yan’an Vocational and Technical College，Shaanxi Yan’an 716000，China；2. Yanchang Oilfield Co.,Ltd. Xingzichuan Oil Production Company,Shaanxi Ansai 717400，China）

Friction reducer is a core additive of slickwater fracturing fluid. A new type friction reducer was synthesized by inverse emulsion polymerization, and a slickwater fracturing fluid was prepared with the new friction reducer. Various properties of friction reducer were investigated as well as damage of the slickwater fracturing fluid to core permeability and fracture conductivity. The experimental results show that, the friction reducer has good friction reduction performance and sand carrying capacity; the damage rate of core permeability and proppant conductivity is low, the damage recovery rate of proppant conductivity can reach to 95.8%; the slickwater fracturing fluid has characteristics of low friction and high elasticity.

Inverse emulsion polymerization; Friction reducer; Slickwater fracturing fluid; Synthesis

TE 357

A

1671-0460（2016）03-0456-04

2015-12-22

程俊(1979- )，男，湖北黄冈人，讲师，研究生，2012年毕业于西安石油大学石油工程专业，主要研究油气层改造技术及应用。电子邮箱：275116164@qq.com。

徐仿海（1973-），男，黑龙江哈尔滨人，高级工程师，工学硕士，2007年毕业于长春工业大学化学工程专业，研究方向：主要从事高分子化工、石油化工、煤化工等专业教学及科研工作。E-mail：xufanghai11@126.com。