胍胶压裂液体系在70,℃下的破胶与悬砂性能研究

刘婧丹，王宇宾，郝志伟

(中国石油集团工程技术研究院 天津 300451)

胍胶压裂液体系在70,℃下的破胶与悬砂性能研究

刘婧丹，王宇宾，郝志伟

(中国石油集团工程技术研究院 天津 300451)

针对 70,℃储层，采用水溶性较好、残渣含量较少的超级胍胶作为胍胶压裂液的稠化剂，选用交联效果较好的有机硼交联剂以及其他添加剂作为压裂用压裂液体系。压裂液除具备携砂等基本性能外，还具备快速破胶易返排的特点。通过对破胶剂破胶机理的分析，和对压裂液破胶、携砂性能的综合评价，得到最佳破胶剂加量范围，实现压裂作业完成后压裂液快速破胶返排，减少对地层伤害的目的。

胍胶压裂液 破胶性能 携砂性能 耐温耐剪切性

0 引 言

随着石油的持续开采，地层温度在 70,℃左右的低渗储层能量不断降低，产量下降，为提高产量势必要进行储层压裂改造。通过模拟 70,℃的储层温度，对破胶剂破胶性能和压裂液携砂性能进行研究，寻求最佳破胶剂加量使压裂液体系达到低伤害、低成本的目标，同时实现低渗透油层提高返排率和增产的效果。

1 过硫酸铵破胶机理

一定温度下，过硫酸铵在水溶液中能够分解产生硫酸根自由基，这种自由基可与胍胶分子中的缩醛键反应，使胍胶分子链断裂，从而胍胶液粘性降低，即导致胍胶液破胶。由于该反应属于链式反应，破胶效率较高，加入少量过硫酸铵即可完成破胶过程。但是硫酸根自由基的产生受温度影响较大，在低温条件下过硫酸铵释放硫酸根自由基的能力较弱，需要添加破胶激活剂才能达到破胶效果。所以，破胶剂过硫酸铵加量的确定在压裂液体系研究中至关重要。

2 实验部分

2.1 试剂与仪器

试剂：超级胍胶、分散剂、助排剂、杀菌剂、粘土稳定剂、杀菌剂、交联剂、氢氧化钠、20/40目支撑剂、过硫酸铵。仪器：RS6000#旋转流变仪、恒温烘箱、搅拌器。

2.2 胍胶压裂液体系在 70,℃下的耐温耐剪切性能评价

将超级胍胶和添加剂按照已确定的配方加量加入搅拌器混合均匀：超级胍胶0.25%＋分散剂0.1%＋助排剂 1%＋粘土稳定剂 1.0%＋杀菌剂 0.05%。调节pH值至8～9，搅拌15,min即配制成超级胍胶压裂液体系。静置至压裂液溶胀完全后取一定量压裂液加入0.4%交联剂制成冻胶，观察冻胶可挑挂，见图1。

图1 冻胶形态Fig.1 Form of the jelly

将交联后的冻胶放入流变仪转筒，调试程序使压裂液在 170-1，70,℃下连续剪切 90,min，实验结果见图 2。

图2 0.25%超级胍胶压裂液体系在 70 ℃下耐温耐剪切流变曲线Fig.2 Temperature and shear resistant flow curve of 0.25% super guanidine gum fracturing liquid system under 70 ℃

如图 2，体系在 70,℃下连续剪切 90,min后，压裂液粘度一直保持在 140,mPa·s以上。结果说明0.25%的超级胍胶体系在 70,℃下耐温耐剪切性能良好，可以满足施工要求。

2.3 压裂液体系在 70,℃条件下的静态破胶性能的评价

选取不同加量的破胶剂过硫酸铵加入压裂液体系制成冻胶放入 70,℃水浴考察破胶时间，即将冻胶液放入水浴至液体粘度降至 5,mPa·s以下所用的时间，实验结果见表1。

表1 破胶剂加量对破胶时间的影响Tab.1 Influence of gel breaker dosage on the time of gel breaking

2.4 压裂液体系在70,℃条件下悬砂性能评价

在 70,℃的条件下，加入一定量破胶剂的胍胶压裂液体系粘度会随时间不断下降，逐渐失去悬砂能力，为保证压裂作业时不造成砂堵等事故伤害，需要控制压裂液体系在一定时间能保持良好的悬砂性能，从而将支撑剂泵送至目标位置，而非提前沉降。为此，还需考察 70,℃下加入压裂液体系的合理的破胶剂加量。

破胶剂加量在 0.01%至 0.05%的范围内，破胶时间能够控制在30,min至55,min之间，故悬砂性能评价也围绕这一加量范围进行实验。实验结果见表 2。由表 2所得数据计算支撑剂沉降的体积与相应时间进行线性回归得到曲线，见图3。

表2 20%砂比，不同破胶剂过硫酸铵加量对胍胶压裂液体系悬砂性能的影响Tab.2 Influence of gel breaker(20% sand ratio)(ammonium persulfate)dosage on the suspending sand performance of the guanidine gum fracturing liquid system

图3 70 ℃下不同破胶剂加量的砂液中支撑剂沉降体积与时间的关系Fig.3 Relation of the settling volume with time for the propping agent in sand liquid of gel breaker dos age under 70 ℃

由图3曲线可知，支撑剂液体随时间所沉降体积即为支撑剂的沉降速度，此速率可用每个破胶剂加量曲线的斜率表示。由图 3所示的 5条曲线即代表 5种不同破胶剂过硫酸铵的加量。图 4为 70,℃条件下，20%砂比、0.01%过硫酸铵加量静置 0,min、5,min、10,min、15,min、20,min、25,min 支撑剂沉降体积变化。图 5为 70,℃条件下，20%砂比、0.005%过硫酸铵加量静置 0,min、5,min、10,min、15,min、20,min、25,min支撑剂沉降体积变化。

图4 70,℃条件下 20%砂比、0.01%过硫酸铵加量不同静置时间下支撑剂沉降体积变化Fig.4 Settling volume changes of the propping agent under different standing times for 20% sand ratio，0.01% ammonium persulfate dosage under 70,℃

2.5 考察加入破胶剂过硫酸铵的超级胍胶压裂液体系在70,℃下连续剪切的破胶时间

根据上述实验所得结果，选取破胶剂加量为0.01%加入超级胍胶压裂液体系，在70,℃、170,S-1转速下连续剪切。体系在70,℃下初始粘度在650,mPa·s左右，随着温度升高体系粘度不断下降，在温度达到 70,℃时，体系粘度在 200,mPa·s维持5,min左右后继续下降。

图5 70,℃条件下 20%砂比、0.005%过硫酸铵加量不同静置时间下支撑剂沉降体积变化Fig.5 Settling volume changes of the propping agent under different standing times for 20% sand ratio，0.005% ammonium persulfate dosage under 70,℃

2.6 破胶液表界面张力与残渣含量测定

取破胶彻底的破胶液即其粘度降至 5,mPa·s以下，测定其在室温下的表面张力为26.26,mN/m；界面张力为 0.29,mN/m。同时对破胶液残渣含量进行测定，其残渣含量为 243,mg/L。表明破胶液具有较低的表界面张力和残渣含量，有利于压裂后返排。

3 结 论

在 70,℃下，通过对加入不同加量破胶剂过硫酸铵的超级胍胶压裂液体系的静态破胶、悬砂性能、流变性以及破胶液表界面张力和残渣含量测定，得到以下结论：70,℃、20%砂比条件下，0.01%破胶剂最大携砂时间为 20～25,min；70,℃、20%砂比条件下，0.005%破胶剂最大携砂时间为 25～30,min。针对特定储层，控制过硫酸铵加量在这一范围内，则能够满足一定携砂能力并在作业完成后迅速彻底的破胶返排的要求。

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Gel Breaking and Suspended Sand Performances of Guanidine Gum Fracturing Fluid System at 70,℃

LIU Jingdan，WANG Yubin，HAO Zhiwei
(CNPC Research Institute of Engineering Technology，Tianjin 300451，China)

Aiming at the 70,℃ reservoir，a super guanidine gum with excellent water-solubility and less residue content was taken as the fracturing fluid viscosifier. An organic boron crosslinking agent with good cross-linking effect and other additives were taken as the fracturing fluid system. Fracturing fluid should have the characteristics of fast gel breaking and high flowback except the basic performance of sand carrying. Through the analysis of the gel breaking mechanism of the gel breaker，and a comprehensive assessment of the fracturing fluid’s gel breaking and sand carrying performances，this study obtained the best added amount range for the gel breaker. Accordingly，the fracturing process will be achieved by accelerating the fracturing fluid’s gel breaking flowback and reducing the formation damage.

guanidine gum fracturing fluid；gel breaking performance；sand carrying performance；shear-resistant and temperature-resistant properties

TE53

A

1006-8945(2014)10-0073-03

2014-09-09