低质量分数胍胶压裂液体系研究及应用

栾 飞 武玉东 梁 洁 熊 欣 邢争强

(中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，濮阳457164)

低质量分数胍胶压裂液体系研究及应用

栾 飞 武玉东 梁 洁 熊 欣 邢争强

(中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，濮阳457164)

通过减少胍胶比例和添加剂种类的方法，形成了适应90～130 ℃的低质量分数胍胶压裂液体系，胍胶的用量整体降低了10%，添加剂的种类也减少了两种。对该压裂液体系的抗高温、抗剪切、携砂性能和破胶性能进行评价，还对其现场应情况进行了分析。

胍胶 压裂液 体系

胍胶作为油气井水力压裂技术中最常用的的增稠剂，其使用比例的多少决定了压裂液的携砂性能，从而关系到压裂施工的成败。我国胍胶原材料基本依靠进口，2012年，由于原材料企业减产以及市场供应环节出现的一些问题，导致原材料价格成倍增加，压裂施工成本也跟着大幅度上涨。对于以压裂酸化为主要业务的企业，成本的增加势必导致利润的减少，因此有必要开展中高温低质量分数胍胶压裂液体系的研究，通过降低胍胶使用比例，减少添加剂的种类和使用量的方法降低压裂液的成本，从而达到提高压裂施工效益的目的。

1 低质量分数胍胶压裂液体系的研究与评价

1.1 胍胶质量分数优选及高温性能评价试验

对不同胍胶质量分数的基液的黏度进行评价。稠化剂质量分数越高，基液黏度也越高，交联时间也越短，胍胶形成有效交联有一个质量分数低限。压裂液中的胍胶要经受高速流动剪切降解和地层温度的热降解，实际使用质量分数要高于低限值[1]。以羟丙基胍胶(HPG)作为增稠剂，在不加破胶剂的情况下，依据SYT 6376—2008《压裂液通用技术条件》的要求,并结合耐高温耐剪切黏度不低于200 mPa·s的现场施工要求，优化配方后的压裂液的高温抗剪切曲线及剪切速率(GP)见图1，压裂液组成见表1。

从图1可以看出：在降低了压裂液的质量分数的条件下剪切90 min后压裂液的黏度还是维持在250 mPa·s左右，可以满足施工需要。

图1 低质量分数胍胶压裂液流变曲线

表1 低质量分数压裂液配方和常规压裂液比较

续表1

注：YL-JL-4和YL-JL-1为延缓交联剂，YL-WD为稳定剂，SJ-1为杀菌剂，JS-PR为破乳剂，SH-ZP为助排剂。

从表1的对比可以看出：低质量分数胍胶压裂液中的胍胶在90～100，100～110，110～130 ℃这3个温度区间降低了约0.05个百分点的使用比例，同时也对pH 调节剂的用量和交联剂的种类和用量进行了调整，通过流变实验表明这些变化是可行的。

1.2 交联剂的选择及pH的确定

压裂液在使用过程中沿储罐、混砂车、高低压管汇、压裂管柱，经炮眼或缝口进入裂缝。不同阶段的压裂液对黏度要求不同，从储罐到炮眼或缝口，黏度要尽可能低，以减少流动摩擦阻力，节省泵注压裂液的车组功率；进入裂缝后则要求具有适当的黏度以控制液体的滤失量，具有适当的弹性以利于携砂。缓交联技术可满足这一要求，所以选择YL-JL-4和YL-JL-1这两种延缓交联剂。

延缓交联剂释放出的硼量(即硼酸根质量浓度)是时间和温度的函数，压裂液泵入井筒后经历的温度和时间上升，硼的释放量持续上升。而温度升高时压裂液pH降低，会部分抵消释放出的硼量[2]。除此之外，为补偿温度对pH的影响，将压裂液pH提高到11以上，可维持有效硼量的基本平衡。

1.3 复合增效剂的研制

在实验室内对多种表面活性剂进行性能分析，筛选出性能最好的几种。通过大量实验，依据Q/SH 1025 0785—2011《压裂用原油破乳剂技术条件》，Q/SH 1025 08602—2012《压裂酸化用助排剂》和Q/SH 1025 0784—2011《压裂用杀菌剂技术条件》这3个标准的要求，确定了FC-3B、D50、JX-1等表面活性剂的用量，然后进行复配。形成了一种同时具备杀菌，破乳和助排作用的多功能混合表面活性剂—复合增效剂，实现一剂多效，简化了配液流程，减少了工作量。结合SY/T 6376—2008《压裂液通用技术条件》的要求确定复合增效剂的使用比例为0.3%，在实验室内解决化工料配伍性的问题，其配方为28.4%FC-3B+ 19.5%D50+ 24.6%JX-1+ 27.5%水。

采用RT20高温流变仪, 温度设定为120 ℃， 剪切速率为170 s-1，剪切时间为90 min,对加入复合增效剂的压裂液进行抗高温高剪切能力检测，检测结果见图2。从图2可以看出：该压裂液配伍性良好，对压裂性能没有影响。同时复合增效剂的使用解决了为避免添加剂配伍性而增大胍胶比例的问题，满足压裂要求。

图2 加入复合增效剂后的压裂液高温流变曲线

1.4 破胶性能

此液体体系采用分段追加破胶剂技术[3]:必须根据实际的施工时间、排量和现场情况变化决定施工中破胶剂的质量分数; 在前置液部分应尽量避免过快、过多加入破胶剂,使用胶囊破胶剂代替过硫酸铵(APS); 在前置液中破胶剂使用最大质量分数原则上不要超过0.01%; 在加砂过程中的最后3～4段加入APS , 并保证破胶剂追加速度平稳, 根据先慢后快、先少后多的原则加入; 加砂的最后阶段( 1～2 min) 应迅速提高加入破胶剂的速度, 增加破胶剂质量分数; 替置液中应继续加入高质量分数的破胶剂并在最后追加双氧水。

破胶后压裂液黏度不大于5 mPa·s,表面张力不大于24 mN/m,界面张力不大于2 mN/m。

1.5 携砂性能

通过室内测试孔径为425～850 μm的石英砂和陶粒在压裂液中的沉降高度来评价体系的携砂性能，结果见图3。

图3 低质量分数胍胶压裂液的携砂性能

从图3可以看出：孔径为425～850 μm的陶粒和石英砂的沉降速度在200 s/mm以上，完全满足压裂施工要求。

2 现场应用

每一口应用井在压前进行高温流变实验，确认黏度满足施工要求。现场取样检测分析，确认液体的基液黏度，pH均达到设计要求，现场交联试验结果良好，延缓交联时间达到设计要求，认定该压裂液达到室内实验指标，符合工艺要求。

此项目在260口井中进行应用，成功率达到96%以上，最高使用地层温度达到130.5 ℃，最高加砂量达到42 m3，最大配液量达到615 m3。以3口处在不同温度阶段的井为实例分析，结果见表2、3和图4从图4和表2、3中可以看出：施工期间排量和加砂量按设计进行，液体的配方正确有效，液体的抗高温高剪切能力优良。这3口井压裂效果明显，压后都有不同程度的增产。液体返排率达到80%以上，返排液的黏度不大于5 mPa·s。与先前的压裂液体系配方配制的压裂液相比，这3口井压裂液成本减少了5万元，可以看出其节约成本的成效是显著的。

表2 施工情况

表3 压裂液配方

图4 高温流变曲线

压裂施工过程中的现场监测数据表明：各种添加剂使用情况良好，其压力、排量数据显示压裂液性能良好。从压裂液返排情况看，压裂液破胶情况良好，返排顺利，破胶液黏度达到工艺要求。

3 结论

(1)通过实验形成了适合90～130 ℃的胍胶质量分数为0.40%～0.50%的低质量分数胍胶压裂体系，其胍胶使用量比原设计降低了10%。该技术的研究和应用带动了中国石化集团公司中原石油勘探局压裂液中胍胶粉剂用量的整体下调，降低了压裂液成本，减少压裂液中水不溶物含量，减轻了对裂缝导流能力的伤害;通过复合增效剂的研制，减少添加剂的种类和数量，从而减少了添加剂配伍性对压裂液的影响;简化了配液流程，提高了配液效率，节省了劳动力。低质量分数胍胶压裂体系全年应用于260口井，配液总量超过60 000 m3，共计节约成本超过400万元。

(2)该低质量分数压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性能，携砂性能强，破胶彻底，残渣含量少、破胶液表/界面张力低(表面张力不低于24 mN/m,界面张力不低于2 mN/m),与地层水配伍性好，对储层的损害小。满足储层的施工要求，施工成功率达到96%以上，返排率达到了80%以上。

(3)在降低胍胶质量分数的方式上，下一步应该进行纤维辅助加砂，氮气或二氧化碳伴注增能加砂等其他方法的研究，进一步降低胍胶的质量分数，进而使得压裂液成本降到更低。

[1] M.J.埃克诺米德斯，K．G．诺尔蒂．油藏增产措施 [M]．3版．张保平,蒋阅，刘立云，等，译．北京：石油工业出版社,2002．

[2] 刘洪升，郎学军，张红，等．高温延缓型有机硼013-200交联压裂液的性能与应用[J]．油田化学，2003，20(2)：125-128．

[3] 郎学军．水力压裂工艺中的分段破胶技术[J]．石油钻采工艺，2003，25(4)：64-66．

技术瓶颈难解倒逼升级换代

煤制乙二醇的明天究竟会怎样?在多种多样质疑声中，尽快突破技术瓶颈是业界达成的唯一共识。

丹化化工科技股份有限公司(以下简称丹化科技)与中国科学院福建物质结构研究所联合开发的煤制乙二醇技术是我国较早展开产业化实施的自主技术。该技术首先在丹化科技控股子公司内蒙古通辽金煤化工有限公司(以下简称通辽金煤)200 kt/a煤制乙二醇项目中得到应用，并成为国家发展与改革委员会认定的全国首个煤制乙二醇国家级示范工程。不过，通辽金煤装置从2009年12月打通全流程并产出合格产品至今并未达产，国家发展与改革委员会也因此一直没有对此项目予以验收。

除了不能达产以外，业内有关专家还披露，目前，国内已投产煤制乙二醇产品更为尴尬的是质量不过关。我国乙二醇产品主要用于生产聚酯、防冻液、不饱和树脂以及黏合剂、油漆溶剂、耐寒润滑油、表面活性剂和聚酯多元醇等，其中聚酯占据我国乙二醇消费的90%以上。目前煤制乙二醇产品杂质含量及产品紫外透光率等指标还不能完全达到聚酯级的要求，只能与乙烯法乙二醇低比例掺混使用。若不能满足下游聚酯市场的要求，煤制乙二醇几乎完全没有市场前景可言，其与乙烯法竞争的成本优势也毫无意义。

就煤制乙二醇技术不完全成熟和产业化项目推广等问题，华东理工大学教授房鼎业、西北大学化工学院院长马晓迅等专家指出：其一是催化剂问题，国内多家科研院所已开发出的催化剂，存在着使用寿命短、贵金属组分含量高以及反应过程中热点控制难等亟待解决的问题;其二是最终产品能否达到聚酯级还有待验证;其三是尚无准确的技术经济评价和环境评估，竞争力到底有多大也需审慎检验。所以未来产业发展仍需要进一步研究和试验，不宜大规模全力推进，重点是搞好项目示范。

难解的技术瓶颈正在一步一步倒逼煤制乙二醇的创新升级。中国科学院福建物质结构研究所有关人士表示，在中国科学院战略性先导科技专项、国家重大科学问题导向项目和国家“973”计划支持下，该所已经开发出了包含新型高效低成本催化剂、技术及全新工艺技术流程等在内的一整套具有完整知识产权的二代煤制乙二醇技术。相较于一代技术，二代煤制乙二醇技术进一步优化了工艺流程，实现了催化剂贵金属负载量的降低和有毒金属的替代，催化剂性能和寿命有了较大提升，成本大幅度降低，技术的环保性也大为提高。

(中国石化有机原料科技情报中心站供稿)

Study and Application of Low Mass Fraction Guar Gum Fracturing Fluid System

Luan Fei，Wu Yudong，Liang Jie，Xiong Xin，Xing Zhengqiang

(SINOPECZhongyuanPetroleumEngineeringCo.,Ltd.UndergroundSpecialOperationsCompany,Puyang457164)

The low mass fraction guar gum fracturing fluid system adapting to the temperature of 90～130 ℃ was prepared through reducing proportion of guar gum by 10% and 2 varieties of additives. The temperature resistance, shear resistance, proppant carrying capacity and gel breaking performance of the fracturing fluid system were assessed, and the situation of field application was analyzed.

guar gum, fracturing fluid, system

2015-01-10。

栾飞 ，男，1986年出生，2009年毕业于西南民族大学化学工程与工艺专业，工程师，长期从事压裂酸化工艺的研究与现场应用工作。

1674-1099 (2015)02-0021-04

TE357.1+2

A