一种用于水基压裂液稠化剂的制备及性能评价

孙立田

（北京矿冶研究总院，北京 102600）

水基压裂液由于其成本低、安全性高等系列优点，目前已在我国内各大油田广泛使用[1]。稠化剂是水基压裂液最主要的添加剂，它与交联剂作用后，形成网架结构的粘弹性冻胶，从而达到悬浮支撑剂的作用，除了增粘外，还可以降低压裂液在储层中的滤失量，减少压裂液的摩阻[2]。稠化剂的性能优劣直接决定着压裂液的好坏，也影响着压裂作业的效率、对储层的影响、原油的产量。本院一直致力于植物胶类稠化剂的研发和生产工作，现研发出一种可耐高温的稠化剂，并对其性能进行了室内评价。

1 实验部分

1.1 实验材料与仪器

瓜尔豆胚片：印度进口；过硫酸铵：分析纯；胚片改性剂、氢氧化钠、盐酸、无水乙醇、乳化剂、表面活性剂：工业级，西陇化工；有机硼交联剂、粘土稳定剂、pH调节剂、消泡剂、助排剂、杀菌剂、破胶剂：某油田助剂厂提供；六速旋转粘度计：ZNN-D6型，青岛海通达；毛细管粘度计、吴茵混调器：Fann 676；泥浆失水量测定仪：ZNS，青岛照相机总厂；哈克粘度计：RE75型，德国HAAKE。

1.2 稠化剂制备

取瓜尔豆胚片放入水化器中，开动搅拌，按照质量比2：1加入热水，控制水化器温度稳定在70～80℃，水化1 h。水化过程完成后，控制搅拌速度，水化器温度90℃，加入溶有一定量乳化剂和表面活性剂的溶剂，对水化后的胚片进行表面改性。

将水化器抽真空后，先加入一定比例的催化剂，后从进料口送入胚片改性剂。严格控制反应温度80℃，反应时间3 h后调节体系pH至中性。最后将改性后的物料按流程送入增粘机、粉碎机进行加工，最终得到性能优良的改性瓜尔胶粉。

对该瓜尔胶类稠化剂的理化指标和由此稠化剂制得的压裂液性能进行评价。

2 性能考察

2.1 稠化剂性能评价

所制得稠化剂的理化指标首先需要满足油田行业要求，对该稠化剂进行颜色、细度、粘度、流动性能、pH值等方面的考察，考察结果（见表1）。

通过上述检测结果，可以看出该稠化剂各理化指标均很好，完全达到油田压裂用一级品要求[3]。

2.2 压裂液性能评价

压裂液性能的测试和评价是为配制和选用压裂液提供依据为压裂设计提供参考。压裂过程要求压裂液携带支撑剂的能力强、摩阻低，在复杂的储层地质条件和流体条件下能够具有优良的承受破坏的能力。能否达到这些性能，首要的工作就是对压裂液流变性能进行考察[4]。

配制0.33%基液，放入水浴恒温4 h。取500 mL基液倒入吴茵混调器中，调电压使吴茵混调器搅拌器转动，依次加入0.3%消泡剂、0.5%助排剂、0.1%杀菌剂、0.3%粘土稳定剂、0.3%pH调节剂、0.3%有机硼交联剂，在混调器中搅拌，旋涡会逐渐消失，到液面微微突起，形成能挑挂的均匀冻胶。

2.2.1 剪切稳定性 装好压裂液样品后，以3℃/min升温速度加热至90℃，之后恒温，过程总计1 h。设定剪切速率为170 s-1，剪切时间1 h，得到关系曲线（见图1）。

由图1可以看出，一开始压裂液的粘度下降，很明显这是由于温度的升高造成的。剪切速率保持170 s-1，待温度稳定后，压裂液粘度曲线变得平稳，最终粘度维持在180 mPa·s左右，这说明冻胶有较好的剪切稳定性。同时也看出，温度稳定后，冻胶粘度也一直很稳定，表明冻胶同时具有很好的热稳定性能。

2.2.2 耐温性 设定考察温度条件3℃/min升温速度从80℃加热至160℃，剪切速率为170 s-1，得到粘温曲线（见图2）。

观察该粘温曲线发现，冻胶粘度随着温度的上升逐渐下降。温度达到110℃之后，冻胶粘度开始大幅度下降，直到在150℃时候粘度达到下限的50 mPa·s。这表明此冻胶能够耐温150℃，具有较好的耐温性能。

2.2.3 静态滤失性 滤失性能是评价压裂液性能的一个重要因素。压裂作业中，压裂液会不可避免地向地层滤失，由此导致造缝体积减小、压裂效率降低。压裂液在油层中的滤失跟以下几个方面有关：压裂液粘度和造壁性、油藏岩石性质、流体的压缩性[5]。

表1 稠化剂理化指标检测

按照标准要求逐步进行操作，之后按照下式（1）、（2）、（3）进行计算：

不同滤失时间下滤失量（见表2）。

表2 滤失量检测

由图3中曲线所示，随着滤失时间增加，压裂液滤失量也随之增多。通过式（1）、（2）、（3）计算得出，滤饼控制系数为，滤失速度为 1.08×10-4m/min，初滤失量为0.017 m3/m2。该压裂液的滤失量较低，有效地保证了压裂液的性能稳定

2.2.4 破胶性 在低温油藏中，一般加入诸如过硫酸钾、过硫酸铵等过硫酸盐类破胶剂进行破胶。压裂液破胶性能的好坏是影响压裂施工效率的重要因素。若冻胶破胶不彻底会堵塞油藏孔隙，降低油藏渗透率，造成储层二次伤害，尤其对于低渗、超低渗油藏这种伤害会更严重[6]。

在不同破胶剂添加量下，冻胶破胶时间的变化及破胶后余液的黏度（见表3，表4）。

以表3中的破胶时间与破胶剂加入量的数据制作图（见图4）。

表3 冻胶破胶性能检测

表4 冻胶破胶液粘度检测

从图4中曲线可以看出，破胶剂加入越多，破胶时间越短。当破胶剂添加量大于100 mL以后，破胶时间急剧缩短。现场压裂作业时破胶不能过快，否则在导致冻胶在泵入储层前破胶而无法携砂；同样破胶时间过长则延长压裂施工的作业时间，作业效率下降且会对储层造成伤害。从此图看选取破胶剂添加量为100 mL是较好选择。破胶后余液粘度极低，破胶彻底。

2.2.5 配伍性 按标准要求考查了压裂液的破胶余液与地层水和原油的配伍性。实验结果（见表5）。

表5 冻胶破胶后余液配伍性检测

如表5中数据所示，冻胶的破胶残液与模拟地层水、原油配伍性良好，未产生沉淀物，且余液的表观黏度低于5.0 mPa·s，说明冻胶的破胶残液与储层流体配伍性良好，因此不会影响原油品质。

3 结论

通过上述一系列实验，发现自制稠化剂的理化指标完全符合油田压裂用植物胶的要求。研究此稠化剂制得冻胶的主要性能，发现其剪切稳定性和热稳定性均较好；尤其耐高温性能突出，可耐150℃高温；滤失量很低，有效地保障了压裂效率；破胶彻底，残渣含量低；破胶残液与储层流体的配伍性好。综上所述，该稠化剂是一种性能优良且耐高温的油田化学品，针对高温油藏具有广阔的应用前景。

［1］龙慧，侯吉瑞，等.水基压裂液稠化剂的国内研究现状及展望［J］.广州化工，2012，40（13）：49-51.

［2］龙政军.压裂液添加剂对压裂液性能及效果的影响分析（Ⅰ）－稠化剂和交联剂的影响［J］.石油与天然气化工，2000，29（6）：66-69.

［3］国家发展和改革委员会.SY/T5764-2007，压裂用植物胶通用技术要求［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［4］中国石油天然气总公司.SY/T5107-1995，水基压裂液性能评价方法［S］.北京：1995.

［5］尹丛彬，林启才，叶登胜，等.压裂液冻胶在储层微裂缝中的滤失评价［J］.中外能源，2005，（3）：53-55.

［6］王满学，张建利，杨悦，等.不同助剂对羟丙基瓜胶压裂液低温破胶性能的影响［J］.西安石油大学学报（自然科学版），2006，21（6）：30-32.