一种延迟交联的抗高温加重胍胶压裂液的研究

戴秀兰 ，刘通义，，魏 俊，，王 锰

1.成都佰椿石油科技有限公司，四川 成都 610500；2.西南石油大学化学化工学院，四川 成都610500

引言

深井储层埋藏深、岩性致密，破裂压力和裂缝延伸压力高，导致地面施工压力高，施工难度较大，同时，也对压裂设备、管柱、工艺等提出了极高的要求[1-3]。为了解决这类具有特殊性质的储层开发面临的问题，通过降低液体摩阻和增加井筒液柱压力是降低地面施工压力的一种有效途径[4-7]。多年来，国内外多家石油公司开展了加重压裂液的研究工作，但随着大量的可溶性加重剂的加入，压裂液的性能将发生显著变化[8-12]。人工合成聚合物在大量加重剂配制的溶液中起黏时间长，溶解不均匀，配液困难，导致配制的压裂液耐温耐剪切性能差、破胶困难[13-14]；黏弹性表面活性剂具有良好的抗盐能力，但是其作为加重压裂液还是具有明显的不足，如耐温能力差（不超过120°C）、用量大、成本极高等[15-20]；胍胶和羟丙基胍胶可有效克服稠化剂在盐溶液中的溶解问题，并且有机硼交联剂可以延迟交联，还具有良好的剪切恢复特性。因此，羟丙基胍胶与有机硼交联剂的组合是理想的加重压裂液组合，但是目前常用的加重羟丙基胍胶压裂液多少存在抗温能力不足、施工摩阻高、破胶不彻底等问题[21]。

针对上述问题，笔者对几种国内外水基加重压裂液进行了系统的分析，并在此基础上开展了加重压裂液的研制和实验工作。合成一种有机硼交联剂，优选加重剂、稠化剂等添加剂，形成了密度为1.35 g/cm3、延迟交联时间在3∼17 min 内可调、适用于160°C储层的加重胍胶压裂液配方，并对其各项性能进行了评价。

1 实验部分

1.1 实验药品及仪器

HPG（JK101、J486R 和昆山一级）：工业品，中国石油昆山物资公司；杀菌剂、助排剂：工业品，潍坊博瑞化学有限公司；配体PT-1、加重剂BG-1、破胶剂PJ-1：工业品，成都佰椿石油科技有限公司；四硼酸钠、氢氧化钠（NaOH）、硫代硫酸钠：分析纯，成都市科龙化工试剂厂。

DF-101S 恒温水浴锅，郑州长城科工货有限公司；BSA223S-CW 电子天平，赛多利斯科学仪器（北京）有限公司；RS6000 高温流变仪（密闭圆筒系统、PZ38 转子），德国HAAKE 公司；Fann35 六速旋转黏度计，青岛海通达专用仪器有限公司；DUG-9140A 电热恒温鼓风干燥箱，上海精宏实验设备有限公司；吴茵搅拌器；三口烧瓶。

1.2 实验方法

1.2.1 交联剂的合成

向三口烧瓶中加入40 g 水和16 g 四硼酸钠，在搅拌条件下加入4 g 的NaOH，溶解完全后将水浴锅温度升至50°C，缓慢加入40 g 配体PT-1，配体完全溶解后将体系温度升至80°C，将搅拌速度控制在200 r/min 左右，反应3 h 后得到一种淡黄色的液体，即为有机硼交联剂YGP-1。

1.2.2 压裂液性能评价

按照石油天然气行业标准SY/T 5107—2016《水基压裂液性能评价方法》对压裂液的交联时间、抗温抗剪切性、摩阻性能、破胶性能进行了评价。

2 结果与讨论

2.1 加重压裂液的配方筛选

2.1.1 加重剂

提高压裂液的密度是降低井口施工压力的有效途径，国内外以前多采用溴化钠进行加重，该加重剂最高可加重到1.5 g/cm3，但由于溴化钠对环境污染大且成本过高，现使用较少[5]。国内多采用KCl 或NaCl 加重，但溶解度有限，加重的压裂液最大密度为1.18 g/cm3，提供的液柱压力有限[4-6]。针对加重剂的使用现状，同时借鉴油水井钻完井液成熟的技术经验[9]，选择了水溶性好、加重密度范围广的适合特殊油藏改造的压裂液用甲酸盐类加重剂BG-1，不同质量体积比的BG-1 对应的水溶液密度见图1。

图1 液体密度随加重剂质量体积比的变化情况Fig.1 The change of liquid density with the mass volume ratio of the weighting agent

同时考察了BG-1 在低温下的溶解性问题，将密度为1.35 g/cm3的BG-1 加重液置于5°C条件下恒温放置72 h，BG-1 无析出结晶现象，表明该加重剂可用于低温地区特殊油藏的压裂施工。

2.1.2 稠化剂

盐的加入会影响到稠化剂的溶解，因此，要考虑稠化剂与加重剂的配伍性。首先，配制密度为1.35 g/cm3的BG-1 水溶液，然后，取500 mL 倒入无茵混调器中，按照4.5 g/L 的用量称取稠化剂缓慢加入混调器中，搅拌5 min 后倒入烧杯中，测试液体黏度随时间的变化情况，测试结果见表1。由实验结果可知，昆山一级HPG 配制的液体的黏度2 h 即基本稳定，最终黏度较大，因此，本文选用昆山一级HPG 作为延迟交联的抗高温胍胶压裂液用稠化剂。

表1 不同稠化剂在密度为1.35 g/cm3 的BG1 水溶液中的起黏情况Tab.1 Viscosity rise of different thickeners in BG1 aqueous solution with density of 1.35 g/cm3

表1 不同稠化剂在密度为1.35 g/cm3 的BG1 水溶液中的起黏情况Tab.1 Viscosity rise of different thickeners in BG1 aqueous solution with density of 1.35 g/cm3

2.1.3 交联剂

（1）交联比对交联时间的影响

配制HPG 浓度为4.5 g/L、密度为1.35 g/cm3的加重胍胶压裂液基液，用不同体积的交联剂YGP-1与相同体积的基液进行交联，测试形成冻胶压裂液的时间，测试结果见图2。由图2 可知，随着交联剂用量的增加，交联时间越短。因为交联比越大，体系中的硼酸根离子越多，与HPG 交联的速度越快，因此交联时间短[11]。但是交联比过低，形成的冻胶强度不够甚至不能交联，交联比过高，交联速度过快，形成的冻胶脆。因此，当加重胍胶压裂液基液中HPG 浓度为4.5 g/L 时，交联剂加量为6.0 g/L。

图2 交联时间随交联剂用量的变化情况Fig.2 The crosslinking time varies with the amount of crosslinking agent

（2）调节剂加量对交联时间的影响

硼交联羟丙基胍胶压裂液对pH 值有较大的敏感性，选用15% 的NaOH 溶液作为调节剂，改变基液中调节剂加量，考察交联时间。交联时间随调节剂加量变化而变化的曲线如图3 所示。由图3 可知，随着调节剂加量的增加，交联时间增加，因为在高碱性条件下，有机硼络合物解离的速度变慢，溶液中的硼酸盐离子量变少，因此交联时间变长[11]。当调节剂加量为10 g/L 时，交联时间为25 min，随着调节剂加量的进一步增加，交联时间仍会增加，但是强碱环境易腐蚀管道，伤害储层[11]，综合考虑适合该交联剂的调节剂加量为8.0∼10.0 g/L。

图3 交联时间随调节剂加量的变化情况Fig.3 The crosslinking time varies with the amount of regulator

2.1.4 破胶剂

加重压裂液体系较常规压裂液体系难破胶[2]，本文评价了两种破胶剂不同用量下的破胶情况，实验数据见表2，结果表明使用常规破胶剂过硫酸铵时在相同破胶时间下所需的破胶剂量大，因此本文优选了破胶剂PJ-2，针对160°C储层压裂液配方中使用浓度为0.2∼0.5 g/L，根据破胶时间调整破胶剂用量。

表2 液体在不同破胶剂、不同加量条件下的的破胶时间Tab.2 The breaking time of two kinds of adhesive in liquid with different dosage

2.1.5 其他添加剂

根据使用经验，对助排剂和杀菌剂进行了优选，最终选用助排剂FT-1，加量为2.0 g/L；杀菌剂选用1227，加量为1.0 g/L；高温稳定剂为海波，加量为1.0 g/L。

2.1.6 小结

通过系列的优选工作，最终确定了加重压裂液体系配方，其中调节剂和破胶剂的加量可以根据施工情况进行调整，最终得到密度为1.35 g/cm3的适用于160°C储层的加重压裂液配方为：盐水（46%BG-1）+4.5 g/L 稠化剂HPG+1.0 g/L 杀菌剂1227+2.0 g/L 助排剂FT-1+1.0 g/L 高温稳定剂硫代硫酸钠+（8.0∼10.0）g/L 调节剂+（0.2∼0.5）g/L 破胶剂PJ-1+6.0 g/L 交联剂YGB-1。

2.2 加重压裂液性能评价

2.2.1 配液方法

盐水：取500 g 自来水倒入吴茵搅拌器中，称取550 g 加重剂加入水中并搅拌，完全溶解后即为配液水。

压裂液基液：取500.0 mL 上述配液水，量取0.5 mL 杀菌剂、1.0 mL 助排剂和0.50 g 高温稳定剂加入混调器搅拌至完全溶解，称取2.25 g 稠化剂，调节混调器形成漩涡，在搅拌下将稠化剂缓慢加入漩涡中，避免形成鱼眼，持续搅拌10∼20 min 使溶液均匀后，加入1.5 mL pH 值调节剂，搅拌均匀后将液体转入烧杯中静置4 h，备用。

压裂液：取上述基液100.0 mL，加入0.6 mL 交联剂搅拌均匀后即为压裂液。

2.2.2 耐温耐剪切性能测试

耐温耐剪切性是考察液体的黏度受高温剪切作用的影响程度。压裂液在通过管汇、井筒、炮眼或在地层中推进都会受到很大的剪切作用，所以耐温耐剪切性能是考察压裂液性能好坏的首要参数。

取制备好的压裂液基液80.0 mL，再加入交联剂，搅拌均匀后用哈克RS6000 流变仪或同类仪器，采用密闭圆筒系统及PZ36 转子，在170 s−1、160°C条件下进行流变测试，记录不同时间的表观黏度，测试结果见图4。由实验结果可以看出，该压裂液的延迟交联时间与所加调节剂的量有关，当调节剂加量为10.0 g/L 时，从流变数据上看，压裂液的交联时间长达17 min，经过120 min 的连续剪切后，黏度仍在150 mPa·s 以上。由于硼酸盐离子与羟丙基胍胶的交联形成的化学键是可逆的，因此经过一段时间的剪切后，化学键的生成和破坏达到了动态平衡，黏度基本稳定。总体表明该压裂液体系的延迟交联时间可调，具有优良的耐温耐剪切性能，可满足高温深井压裂的施工需求。

图4 液体黏度在170 s−1 条件下随时间和温度的变化情况Fig.4 The change of liquid viscosity with time and temperature under 170 s−1 condition

2.2.3 携砂性能

取交联好的压裂液200.0 mL 于吴茵搅拌器中，调节吴茵搅拌器转速至低速挡，取20∼40 目、密度为1.75 g/cm3的陶粒，按照混砂比25%均匀缓慢加入陶粒，搅拌均匀后，立即转移至量筒中，将量筒放入90°C烘箱中恒温，0.5 h 后取出观察陶粒的沉降情况见图5，使用未加重的胍胶压裂液作对比实验。

图5 液体在90 °C下0.5 h 的悬砂示意图Fig.5 Diagram of suspended sand of liquid at 90 °C for 0.5 h

由实验结果可知，加重压裂液由于液体的密度增大，增加了陶粒的沉降阻力，悬砂效果要优于未加重压裂液，在90°C条件下放置0.5 h，支撑剂基本没有沉降，表现出良好的悬砂性能。

2.2.4 降阻性能

使用管道环路摩阻测试系统对压裂液进行摩阻测试，与清水做对比。选用6 mm 的管路进行测试，记录流体通过测试管路两端的压力降，根据压降大小评价压裂液的减阻效果。测试结果见图6。在低排量条件下，加重压裂液的压降要高于未加重压裂液，当排量超过2.5 m3/h 时，加重压裂液的压降慢慢降低并低于未加重压裂液，这是因为液体密度影响了摩擦系数[9]，当排量为3.5 m3/h 时，清水压差为3.26 MPa，加重压裂液压差为1.25 MPa，加重压裂液的降阻率为61%，表现出良好的降阻效果。

2.2.5 破胶性能

取配制好的压裂液分成3 份，分别加入不同量的破胶剂PJ-1，搅拌均匀后将液体倒入老化罐中，将老化罐放入160°C的烘箱中恒温，每隔一段时间取出测试液体的黏度。并测试了破胶液的表面张力和残渣含量，实验结果见表3。由实验结果可知，该加重压裂液在破胶剂加量为0.5 g/L 时，4 h内可完全破胶，破胶液表面张力为24.8 mN/m，残渣含量为398.2 mg/L，完全满足行业标准要求。并且所用破胶剂量小，解决了使用传统破胶剂时用量大的问题。

图6 液体压差随排量的变化情况Fig.6 The variation of liquid pressure difference with displacement

表3 加重压裂液破胶时间及破胶液性能测试结果Tab.3 Test of weighted fracturing fluid breaking time and break fluid performance

2.2.6 破胶液防膨性能

利用可离心的塑料防膨管和膨润土做破胶液的防膨测试，测试液体分别为煤油、蒸馏水和破胶液，其中膨润土加入0.5 g，液体加入量10.0 mL，用液体将岩粉充分润湿，摇匀，静置2 h，再将防膨管放入离心机中，3 000 r/min 下离心20 min，取下，防膨效果见图7，图中从左至右依次为破胶液、蒸馏水、煤油。

图7 压裂液破胶液的防膨效果图Fig.7 Anti-swelling diagram of breaking fluid

由图7 可以看出，破胶液中的膨润土高度远低于水中的膨润土高度，与煤油中的高度接近。用游标卡尺测试膨润土粉末在防膨管内的高度值，通过测试，该加重压裂液破胶液的防膨率为91%，因为甲酸盐类加重剂BG-1 本身具有防膨效果，因此使用该类加重剂配制的加重压裂液表现出良好的防膨性能。

3 结论

（1）该加重胍胶压裂液密度为1.35 g/cm3，抗温能力达到160°C，并且在高温高剪切速率条件下具有良好的延迟交联性能，因此，有利于高温深井的压裂施工。

（2）该加重胍胶压裂液具有良好的悬砂能力；当测试管路为6 mm，排量为3.5 m3/h 时，降阻率为61%，可有效降低施工摩阻；可彻底破胶，破胶液表面张力和残渣含量满足行业标准要求，有利于降低对地层伤害；该压裂液不需要外加防膨剂，破胶液防膨率高达91%，可有效防止黏土运移。