耐高溫復(fù)合鹽加重壓裂液體系性能研究

夏星帆，高飛，費(fèi)瑛，侯麗娟，趙海龍，李小娜，趙博

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工業(yè)訓(xùn)練中心，山東 青島 266580；2.青島黃海學(xué)院，山東 青島 266555；3.青海油田采油一廠，青海 海西 817000；4.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院，山東 青島 266580)

深層油氣儲(chǔ)層具有高溫低滲、閉合壓力高的特點(diǎn)，導(dǎo)致地面泵注困難并且排量較低[1-2]，研究人員從降低施工壓力、提高排量和凈液柱壓力的角度出發(fā)，開(kāi)發(fā)了加重胍膠壓裂液體系[3-7]。胍膠壓裂液常用的加重劑包括一價(jià)氯鹽、溴鹽和硝酸鹽及其混合物，溴鹽和硝酸鹽加重壓裂液破膠后的鹽水及其他濾液會(huì)對(duì)高溫下的管柱造成嚴(yán)重腐蝕[8-11]，因此使用較少，而甲酸鹽在酸堿環(huán)境中的性能穩(wěn)定但價(jià)格較高，氯化鈉和氯化鉀的加重密度較低但使用成本低[12-14]，因此，筆者使用甲酸鹽和氯鹽形成的復(fù)合鹽作為加重劑，利用改性的耐高溫胍膠作為稠化劑制備加重壓裂液，并對(duì)其各項(xiàng)性能展開(kāi)研究。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 試劑與儀器

羥丙基胍膠、有機(jī)硼交聯(lián)劑、殺菌劑均為常規(guī)市購(gòu)產(chǎn)品；環(huán)氧氯丙烷、氫氧化鈉、丙酮、無(wú)水乙醇、十六烷基三甲基氯化銨、甲酸鉀、甲酸鈉、氯化鉀、氯化鈉、過(guò)硫酸銨均為分析純。

HAAKE Mars III型流變儀；HWS型電熱恒溫水浴鍋；GGS71型高溫高壓失水儀。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 胍膠的耐溫改性 將適量的十四烷基二甲基叔胺溶解于裝有丙酮溶劑的三口燒瓶中，在緩慢的磁力攪拌下逐滴加入環(huán)氧氯丙烷，在35 ℃下持續(xù)反應(yīng)1 h，真空干燥后得到陽(yáng)離子單體的粉末。將適量的羥丙基胍膠粉末和氫氧化鈉分散在50%乙醇溶液中，在25 ℃下攪拌反應(yīng)50 min，將反應(yīng)溫度升至75 ℃，將適量的中間產(chǎn)物添加到溶液中，保持75 ℃ 水浴加熱3.5 h結(jié)束反應(yīng)，用無(wú)水乙醇洗滌產(chǎn)物，旋轉(zhuǎn)蒸發(fā)除去無(wú)水乙醇后得到改性耐高溫胍膠NHPG，見(jiàn)圖1。

圖1 羥丙基胍膠耐溫改性過(guò)程示意圖Fig.1 The temperature-resistant modification process of HPG

1.2.2 壓裂液的配制 按照一定比例將氯鹽和甲酸鹽的復(fù)合鹽加入到自來(lái)水中，充分?jǐn)嚢柚列纬赏该鞯娜芤?，在磁力攪拌下緩慢加入改性耐高溫胍膠NHPG，常溫下溶脹2 h；取適量溶脹好的基液，用3%NaOH溶液調(diào)節(jié)基液pH值，隨后加入0.05%的破膠劑和0.1%的殺菌劑，并充分?jǐn)嚢柚镣耆芙猓詈蟀匆欢ū壤尤胗袡C(jī)硼交聯(lián)劑，用玻璃棒攪拌至可挑掛狀態(tài)，即得復(fù)合鹽加重壓裂液。

1.2.3 壓裂液性能測(cè)試 根據(jù)SY/T 5107—2016《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》中的標(biāo)準(zhǔn)對(duì)復(fù)合鹽加重壓裂液的耐溫耐剪切性能、濾失性能、破膠性能、懸砂性能進(jìn)行測(cè)試，其中，壓裂液的耐溫耐剪切性能的條件為160 ℃、170 s-1，破膠性能測(cè)試溫度為95 ℃，腐蝕性能采用N80鋼片進(jìn)行測(cè)試，測(cè)試標(biāo)準(zhǔn)參考SY/T 6376—2008《壓裂液通用技術(shù)條件》中的要求。

2 結(jié)果與討論

2.1 壓裂液配方優(yōu)選

2.1.1 改性胍膠稠化劑 陽(yáng)離子化改性HPG分子側(cè)鏈上接枝的疏水長(zhǎng)鏈?zhǔn)沟秒夷z在水中的分散性能增強(qiáng)，增加了與交聯(lián)劑結(jié)合的位點(diǎn)，同時(shí)增強(qiáng)了其耐溫抗鹽性能[15]。配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的HPG和NHPG溶液，測(cè)試溶解性能和增稠性能，結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 HPG與NHPG的性能對(duì)比Table 1 Performance comparison of HPG and NHPG

由表1可知，耐溫改性的NHPG在相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下的溶解時(shí)間和水不溶物含量均低于HPG，基液黏度隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而增加，均高于同濃度下的HPG基液。

2.1.2 復(fù)合鹽加重劑配比 甲酸鹽和氯鹽的復(fù)合鹽作為加重劑，室內(nèi)配伍性測(cè)試表明，甲酸鹽和氯鹽與改性羥丙基胍膠NHPG的配伍性良好，NHPG能在這兩種鹽的飽和鹽水中快速溶解，最終根據(jù)價(jià)格因素，篩選出價(jià)格更低的甲酸鈉和氯化鈉的復(fù)合鹽作為壓裂液加重劑。常溫下按照不同復(fù)合比例配制濃度為30%的甲酸鈉和氯化鈉復(fù)合飽和鹽水，并加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的稠化劑NHPG，測(cè)試不同條件下的基液黏度和密度，以此確定最佳的復(fù)合比例，測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 甲酸鈉和氯化鈉的復(fù)合比例對(duì)基液性能的影響Table 2 Influence of compound ratio on the properties of base fluid

由表2可知，隨著復(fù)合鹽中甲酸鈉比例的降低，0.5%的NHPG基液黏度呈現(xiàn)先下降再增加的趨勢(shì)，當(dāng)甲酸鈉與氯化鈉占比相同時(shí)，基液黏度值最小，而基液密度則是隨著甲酸鈉占比的降低而逐漸減小，綜合考慮性能和價(jià)格因素后，確定甲酸鈉與氯化鈉的最佳復(fù)合比例為1∶3。

按照1∶3的復(fù)合比配制濃度為10%，20%，30%，35%的飽和鹽水溶液，加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的稠化劑NHPG，測(cè)試基液密度分別為1.22，1.31，1.35，1.41 g/cm3，濃度過(guò)大的飽和鹽水容易析出，因此確定飽和鹽水的濃度為30%。

2.1.3 交聯(lián)劑 根據(jù)上述優(yōu)化的實(shí)驗(yàn)結(jié)果配制壓裂液基液，測(cè)試不同交聯(lián)比對(duì)壓裂液的影響，測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)圖2。

圖2 交聯(lián)劑比例對(duì)壓裂液性能的影響Fig.2 Effect of crosslinking agent ratio on fracturing fluid performance

由圖2可知，當(dāng)交聯(lián)劑用量從0.1%增加至0.6%時(shí)，壓裂液黏度呈現(xiàn)快速增加的趨勢(shì)，交聯(lián)時(shí)間則從0.2%之后呈現(xiàn)快速降低的趨勢(shì)。這是由于交聯(lián)劑用量較少時(shí)，壓裂液中的NHPG并未全部與交聯(lián)劑發(fā)生交聯(lián)，導(dǎo)致壓裂液黏度較低。隨著交聯(lián)劑用量的增加，壓裂液中發(fā)生交聯(lián)的NHPG數(shù)量快速增加，壓裂液黏度迅速增大。同時(shí)，交聯(lián)劑用量的增加使得基液中能同時(shí)參與交聯(lián)反應(yīng)的NHPG的數(shù)量增加，因此交聯(lián)時(shí)間減小。當(dāng)交聯(lián)劑用量高于0.6%后，壓裂液黏度和交聯(lián)時(shí)間的變化不大并且趨勢(shì)變緩。這是由于壓裂液中的NHPG被完全交聯(lián)，過(guò)量的交聯(lián)劑不會(huì)參與交聯(lián)反應(yīng)，繼續(xù)增加交聯(lián)劑的用量對(duì)壓裂液黏度的提升有限，同時(shí)對(duì)交聯(lián)時(shí)間的影響也較小。因此，確定交聯(lián)劑的最佳用量為0.6%。

綜合以上優(yōu)選條件，最終確定復(fù)合鹽加重壓裂液配方為：0.5%稠化劑NHPG+0.6%有機(jī)硼交聯(lián)劑+30%加重劑+0.1%殺菌劑+0.05%過(guò)硫酸銨破膠劑。

2.2 壓裂液性能評(píng)價(jià)

2.2.1 耐溫抗剪切性能 按照優(yōu)選的配方配制加重壓裂液，利用哈克高溫高壓流變儀測(cè)試壓裂液凍膠在160 ℃、170 s-1下剪切120 min的黏度變化曲線，見(jiàn)圖3。

由圖3可知，壓裂液黏度在前期的升溫階段呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢(shì)，這有利于降低前期的泵送壓力，而隨著溫度升高至100 ℃以上并穩(wěn)定在160 ℃ 時(shí)，壓裂液黏度一直保持不斷下降的趨勢(shì)，并且下降趨勢(shì)變得平緩，剪切120 min后的剩余黏度高于50 mPa·s，滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中的要求。

圖3 加重壓裂液在160 ℃的黏溫曲線Fig.3 Viscosity-temperature curve of weighted fracturing fluid at 160 ℃

2.2.2 濾失性能 配制400 mL的加重壓裂液，利用高溫高壓失水儀測(cè)試加重壓裂液的濾失性能，介質(zhì)選擇人造巖心，設(shè)定儀器溫度為130 ℃，壓差為3.5 MPa，測(cè)試時(shí)間為30 min，壓裂液濾失量隨時(shí)間的變化趨勢(shì)見(jiàn)圖4。

圖4 加重壓裂液濾失量曲線Fig.4 Filtration curve of weighted fracturing fluid

由圖4可知，壓裂液的濾失量隨著時(shí)間逐漸增多，但是增速變緩，這是由于后期壓裂液形成了濾餅，降低了壓裂液的濾失量。壓裂液的靜態(tài)濾失系數(shù)為0.15×10-3m·m1/2，濾失速率為0.26×10-4m/min， 滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)中的要求。

2.2.3 破膠性能 將添加有破膠劑的加重壓裂液置于95 ℃的恒溫水浴鍋中，靜置3 h，每隔30 min測(cè)量一次壓裂液的剩余黏度，測(cè)量結(jié)果見(jiàn)圖5。

圖5 破膠液黏度隨時(shí)間的變化趨勢(shì)Fig.5 Variation trend of viscosity of glue breaker with time

由圖5可知，壓裂液黏度隨著溫度的增加不斷降低，前期壓裂液升溫過(guò)程的黏度下降較慢，直至完全破膠后的剩余黏度低于5 mPa·s，返排性能優(yōu)異，降低了對(duì)目的層位的傷害。

2.2.4 懸砂性能 配制適量的加重壓裂液，將支撐劑與壓裂液充分混合后分成同等的2份，一份置于常溫環(huán)境，另一份置于90 ℃的恒溫水浴鍋中，記錄支撐劑在壓裂液中的沉降過(guò)程，并計(jì)算沉降速率，支撐劑選擇40/70目的陶粒和石英砂兩種類型，記錄30 min內(nèi)的數(shù)據(jù)，測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 加重壓裂液的懸砂性能Table 3 Suspended sand properties of weighted fracturing fluids

由表3可知，常溫放置的壓裂液中，兩種支撐劑沉降速度很小，而90 ℃放置的壓裂液中，由于壓裂液會(huì)發(fā)生破膠水化，所以兩種支撐劑的沉降速度均增大，并且陶粒的沉降速度比石英砂的沉降速度略大，這可能是由于兩種支撐劑表面粗糙度的不同所造成的。測(cè)試結(jié)果表明加重壓裂液的懸砂性能優(yōu)異，滿足壓裂液施工的需求。

2.2.5 腐蝕性能 配制適量的常規(guī)NHPG壓裂液和加重NHPG壓裂液，并將其在95 ℃下破膠，利用N80鋼片測(cè)試破膠液的腐蝕性能，將N80鋼片浸泡在破膠液中，將破膠液放置在不同溫度下的烘箱中5 h，測(cè)試數(shù)據(jù)見(jiàn)表4。

表4 加重壓裂液破膠液的腐蝕性能Table 4 Corrosion properties of aggravated fracturing fluid breakers

由表4可知，相同溫度下加重壓裂液的腐蝕速率更快，隨著溫度的升高，N80鋼片在兩種破膠液中的腐蝕速率逐漸加快。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

為了驗(yàn)證本文研發(fā)的復(fù)合鹽加重壓裂液的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果，在西部的某油田進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)加砂壓裂改造實(shí)驗(yàn)。壓裂施工井目的層段為5 302.12～5 310.25 m， 孔隙度范圍為6%～9%，滲透率范圍為0.5～1.9 mD，預(yù)測(cè)儲(chǔ)層溫度為155 ℃。配制密度為1.35 g/cm3的加重壓裂液，選用砂比為20%的陶粒作為支撐劑進(jìn)行施工，壓裂施工效果良好，可降低井口壓力9～11 MPa左右。

4 結(jié)論

(1)利用十四烷基二甲基叔胺對(duì)羥丙基胍膠進(jìn)行陽(yáng)離子化改性，制得耐高溫稠化劑NHPG，采用比例為1∶3的甲酸鈉和氯化鈉復(fù)合鹽作為加重劑，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)篩選出最優(yōu)的加重壓裂液配方：0.5%稠化劑NHPG+0.6%有機(jī)硼交聯(lián)劑+30%加重劑+0.1%殺菌劑+0.05%過(guò)硫酸銨破膠劑。

(2)對(duì)加重壓裂液的性能研究表明，復(fù)合鹽加重壓裂液的密度為1.35 g/cm,耐溫性能達(dá)到160 ℃， 破膠性能、懸砂性能、濾失性能均滿足行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，破膠液對(duì)N80鋼片的腐蝕性能與溫度成正相關(guān)。

(3)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，復(fù)合鹽加重壓裂液可降低井口壓力9～11 MPa，在超深高溫儲(chǔ)層的開(kāi)發(fā)方面具有良好的應(yīng)用前景。