清洁自生热压裂液技术与实验方法

熊波， 徐敏杰， 王丽伟， 车明光， 刘玉婷（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京1049；.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007）

熊波等.清洁自生热压裂液技术与实验方法[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：118-121.



清洁自生热压裂液技术与实验方法

熊波1，2， 徐敏杰2， 王丽伟2， 车明光2， 刘玉婷2
（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北廊坊065007）

熊波等.清洁自生热压裂液技术与实验方法[J].钻井液与完井液，2016，33（1）：118-121.

摘要目前已有的多种自生热压裂液体系，通常需要加入活化剂，配制过程复杂。研究了一种采用疏水聚合物作为稠化剂的清洁自生热压裂液体系，该稠化剂在合成过程中添加了耐盐单体，保证其在盐水中有高溶解性；采用有机锆酸性交联剂，提供酸性交联环境，无需加入生热反应所需要的活化剂和交联反应所需要的调节剂。稠化剂使用浓度为0.6%，具有良好的耐温耐剪切性能、黏弹性能及破胶性能，在100 ℃、170 s-1下剪切60 min后黏度为140 mPa·s左右，黏弹性与常规瓜胶压裂液相当，残渣含量为11.9 mg/L，残渣伤害小，适用于中低温储层。采用高温高压动态酸化腐蚀仪，通过监测压力变化，计算了生热剂的反应程度，该操作简单，计量准确，可用于自生热压裂液体系配方优化及反应程度的估算。研究结果表明，在40 ℃时，基液中生热剂之间不发生反应，80 ℃时反应程度约为55%，120 ℃时反应完全，因此该体系适合提前配制，实施方法与常规压裂液相同。

关键词自生热压裂液；清洁压裂液；疏水聚合物稠化剂；有机锆酸性交联剂；高温高压动态酸化腐蚀仪

Clear Autogenetic Heat Fracturing Fluid and Its Experiment

XIONG Bo1,2, XU Minjie2, WANG Liwei2, CHE Mingguang2, LIU Yuting2
(1. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum (Beijing), Beijing 102249, China; 2. Langfang Branch of Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang Hebei 065007, China)

Abstract Several autogenetic heat fracturing fluids find their use in reservoir fracturing. In autogenetic heat fracturing, activating agent is added into the fracturing fluid for heat generation, and this makes the process much less efficient. A clear autogenetic fracturing fluid was prepared using a hydrophobic polymer as the thickening agent. The thickening agent has a salt-resistant component added during its synthesis, enabling the thickening agent to be readily dissolving in saltwater. Using organo-zirconiumacidic crosslinking agent, activating agent using for heat generation and modifying agent for crosslinking reaction are not necessary anymore. Fracturing fluid treated with 0.6% of the thickening agent has good heat-resistance and shear-resistance, good elasticity and gel breaking capacity. After shearing for 60 min at 100 ℃ and 170 s-1, the fracturing fluid retains a viscosity of about 140 mPa·s, and its visco-elasticity equivalent to that of conventional guar gum fracturing fluids. Residue of the fracturing fluid is 11.9 mg/L. This fracturing fluid is suitable for use in fracturing medium- to low-temperature reservoirs. By monitoring pressure changes of the reaction, the extent of reaction of heat generators is measured on a HTHP dynamic acidizing corrosion tester, and this measurement is both simple and accurate, suitable for the optimization of the formulation of autogenetic heat fracturing fluids, and the assessment of the extent of reaction of heat generators. The study shows that no reaction has ever taken place between heat generators in base fluid at 40 ℃, and 55% of the heat generators react at 80 ℃, while at 120 ℃, all heat generators react with each other, indicating that the fracturing fluid should be prepared in advance, and the operation process is the same as that of conventional fracturing fluids.

Key words Autogenetic heat fracturing fluid; Clear fracturing fluid; Hydrophobic polymer thickening agent; Organo-zirconium acidic crosslinking agent; HTHP dynamic acidizing corrosion tester

常规水基压裂是目前最主要的压裂增产措施，但对于高凝油气藏、 低压低温油气藏却达不到理想的压裂效果， 原因是冷流体的注入造成原油析蜡、凝固、黏度增大或压后返排效果差。对于这种储层，通常采取化学溶剂处理法和蒸汽热处理法，辽河、长庆等油田采用化学溶剂处理井下结蜡效果一般，热处理有一定效果，热能浪费大[1]。国外利用化学生热方法取得较好的效果[2-3]，利用的是将生热剂亚硝酸钠和氯化铵反应释放的热量和气体加热油气藏，提高原油的析蜡和凝固温度，加快压后返排速率[4-6]。常规瓜胶压裂液通常在碱性条件下交联， 生热剂反应需要酸性环境， 因此需要加入引发剂， 压裂液耐温受到影响， 现场配制程序复杂。研发的清洁自生热压裂液， 采用疏水聚合物作为稠化剂， 生热剂为亚硝酸钠与氯化铵， 与常规瓜胶生热体系相比， 使用更加方便， 加入交联剂后， 在温度的作用下缓慢产生气体，该体系也可用于易水锁储层， 实现储层快排。

1　清洁自生热压裂液组成及生热原理

清洁自生热压裂液体系采用疏水聚合物作为稠化剂，该聚合物在合成过程中添加耐盐单体[7-9]，不但有效提高其耐盐能力，同时保证其在盐水中的高溶解性，因此在加入大量生热剂后仍能够保持良好的增黏能力及耐温能力。

该体系采用的交联剂为有机锆酸性交联剂，一方面与聚合物形成冻胶，增加其黏弹性及耐温性；另一方面提供该体系的酸性交联环境，无需加入生热反应所需要的活化剂和交联反应所需要的调节剂，优化体系配方，现场应用方便可行。

压裂液配制方法：将一定量亚硝酸钠、氯化铵按顺序加入水中，然后按照质量分数加入0.6%稠化剂、0.3%助排剂、0.1%消泡剂，按总体积的0.6%～0.8%加入交联剂，制成冻胶，待用。

亚硝酸钠和氯化铵在一定条件下，发生化学反应[1]，可见，1 mol亚硝酸钠和氯化铵可以释放332.58 kJ热量和1 mol即0.0224 m3（0.1 MPa，25 ℃）的氮气。产生的热量可以降低原油的凝固点及压后破胶液的返排。

2　自生热压裂液体系性能评价

0.6%稠化剂的压裂液基液的黏度为15 mPa·s，黏度较低，有利于现场配制和泵注。依据石油天然气行业标准SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》，测定压裂液的耐温耐剪切性能、黏弹性和携砂能力、破胶及残渣含量。利用自组装简易装置（见图1）和高温高压动态酸化腐蚀仪测试自生热压裂液的产气量。

图1　产气量测试装置

2.1 耐温耐剪切性能

利用RS600高温高压流变仪，在100 ℃、170 s-1下，测试加入0.6%交联剂时形成的冻胶耐温耐剪切性能，结果如图2所示。可见，经过60 min剪切，黏度在140 mPa·s左右，并且在实验初期黏度较低，具有很好的延迟交联作用。现场作业时，液体在井筒仅发生弱交联，有利于降低摩阻，进入地层后黏度升高，保证支撑剂输送到位，避免脱砂造成砂堵。

图2　自生热压裂液的黏温特性

2.2 破胶性能和残渣含量

施工结束后，压裂液中高分子聚合物是否能够快速彻底降解成小分子，返排至地面，是压裂液性能的一项重要指标。该自生热压裂液在90 ℃水浴中，加入0.01%过硫酸铵，恒温2 h后，黏度为1.53 mPa·s，破胶彻底。根据井温不同，通过改变破胶剂加量，可以控制压裂液的破胶时间。破胶后残渣仅为11.9 mg/L，对储层的残渣伤害低，聚合物破胶不形成残渣，这部分残渣应是药品中的不溶杂质。

2.3 黏弹性和携砂能力

利用高温高压流变仪测得该自生热压裂液冻胶的储能模量G'和耗能模量G''分别为5.97 Pa和1.31 Pa（20 ℃），与0.5%的羟丙基瓜胶有机硼压裂液冻胶相当（G'为6.02 Pa，G''为1.05 Pa）[10]。将30%支撑剂陶粒加入该压裂液中，在20 ℃下放置24 h，无沉砂现象，携砂性能良好。

3　产气量实验

该自生热压裂液体系配液过程简单，先将生热剂亚硝酸钠和氯化铵加入水中，然后依次加入稠化剂、消泡剂和助排剂，形成基液，施工时泵入交联剂。在下面实验中，亚硝酸钠与氯化铵等量加入，原因如下：①实验证明氯化铵过量能够得到最大产气量；②如果二者按照反应物质的量比加入，则有可能出现亚硝酸钠反应不完全，亚硝酸钠是污染物，对环境不利，过量的氯化铵能够保证亚硝酸钠反应完全，且能够起到防膨作用。

考虑到现场提前配制液体，因此考察在40 ℃、未加入交联剂条件下生热剂是否开始反应，另外，考察在不同温度条件下，生热剂的反应程度。因此实验分3个温度完成，分别为40、80、120 ℃。

3.1 实验方法

40 ℃实验利用自组装简易装置（见图1）。配制500 mL基液，放置在40 ℃水浴中，恒温放置48 h，未发现有水流出，说明亚硝酸钠和氯化铵在该温度下未发生反应，没有产生气体，即可以满足现场提前配制需求。

80和120 ℃实验采用高温高压动态酸化腐蚀仪，利用该设备的密闭容器，监测压力变化，计算生热剂的反应程度。120 ℃实验预先向密闭容器加压2 MPa，防止液体沸腾。密闭容器体积为1 000 mL，管线体积约为50 mL，每次实验加入液体量为750 mL，最终气体充满的体积应为300 mL。液体配方：每100 g水中加入4 g亚硝酸钠和4 g氯化铵，其他添加剂按比例加入，实验结果见图3和图4；每100 g水中加入6 g亚硝酸钠和6 g氯化铵，其它添加剂按比例加入，实验结果见图3和图4。

3.2 结果与讨论

1）理论产气量计算。当生热剂总量为8 g时，750 mL液体中含有亚硝酸钠28.75 g，即生成的氮气为0.416 7 mol；当生热剂总量为12 g时，750 mL液体中含有亚硝酸钠42.23 g，即生成的氮气为0.612 0 mol。

2）80 ℃时实际产气量计算。利用公式n=PV/RT计算实际产气量。当生热剂总量为8 g时，由图3可知，水带来的压力0.08 MPa，生热剂带来的压力为2.36 MPa，经过计算，生成的氮气为0.233 0 mol，反应程度为55.9%；当生热剂总量为12 g时，生热剂带来的压力为3.36 MPa，生成的氮气为 0.335 1 mol，反应程度为54.8%。

3）120 ℃时实际产气量计算。当生热剂总量为8 g时，由图4可知，水带来的压力为1.06 MPa，生热剂带来的压力为5.6 MPa，生成的氮气为0.416 7 mol，反应程度100%；当生热剂总量为12 g时，生热剂带来的压力为8.1 MPa，生成的氮气为0.646 1 mol，考虑实验过程中存在误差，反应程度应为100%。

通过本部分实验可知，在40 ℃时，体系放置稳定，适合用于提前配制方式进行施工；在80 ℃时，反应程度在55%左右，120 ℃时，反应完全。由此可见，该体系操作方便，反应除了受pH值控制，还受温度控制，在低温时反应缓慢，高温反应加快，因此主要产气增能过程在储层中完成。

图3　80 ℃时产气量对比图

图4　120 ℃时产气量对比图

4　结论

1.该自生热压裂液体系操作方便，配液和施工过程与常规压裂液相同，无需加入反应活化剂，适合中低温稠油储层、低压油气藏及易水锁储层。

2.该自生热压裂液具有良好的耐温耐剪切性能和黏弹性能，破胶后残渣含量低，对储层的残渣伤害小。

3.采用高温高压动态酸化腐蚀仪作为产气量测试的主要设备，操作简单，计量准确，可用于自生热压裂液体系配方优化及反应程度的估算，指导现场压裂作业实施。

参 考 文 献

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收稿日期（2015-11-9；HGF=1506F2；编辑 付玥颖）

作者简介：第一熊波，男，高级工程师，博士后，1979年生，研究方向为油气田开发研究。电话 （010）69213252；E-mail：xiongb69@petrochina.com.cn。

基金项目：国家科技重大专项“低渗特低渗油气储层高效改造技术”（2011ZX05013-003）；股份公司课题“特低、超低渗油藏高效改造关键技术”（2011B-1202）。

doi:10.3696/j.issn.1001-5620.2016.01.024

中图分类号：TE357.12

文献标识码：A

文章编号：1001-5620（2016）01-0118-04