有机硼加重压裂液添加剂筛选与现场试验

赵鹏，唐智博，马如然，常青，高岑，靳剑霞

（1.中国石油集团渤海钻探工程技术研究院，天津300457；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津300457）

有机硼加重压裂液添加剂筛选与现场试验

赵鹏1，唐智博2，马如然1，常青1，高岑1，靳剑霞1

（1.中国石油集团渤海钻探工程技术研究院，天津300457；2.中国石油集团渤海钻探工程有限公司，天津300457）

玉门油田井具有超深、超高压、超高温“三超”等特点，致使压裂施工压力高，难度大。通过合成具有加重抑制性能的水溶性加重剂，并合理筛选与其配伍的防膨剂、助排剂、交联剂、起泡剂等，研制出有机硼加重压裂液体系，密度达1.33 g/cm3，加重压裂液体系配方为：0.5%羟丙基胍胶+0.8%防膨剂+1%氯化钾+0.5%助排剂+40%BH-SRW1+0.3%碳酸钠+清水，交联剂交联比=100：0.5。该体系性能稳定，达到了现场施工要求。

水溶性加重剂；防膨剂；加重压裂液；黏度-温度曲线

渤海钻探公司自成立以来就积极参与到天然气储藏的开发，高度重视特殊气藏开发的新技术发展方向，逐年逐步加大对新技术的自主研发投入和吸收引进力度。现本公司已经介入到低压低渗致密储藏，煤层气储藏，页岩气储藏和超高温储藏等具有特殊性质的储藏开发，然而有些传统的压裂液体系已满足不了这些特殊油藏的开发要求，现急需研发特殊储藏相适应的新型压裂液体系[1-4]。

玉门油田井施工压力高，地层吸液困难，使用常规压裂液体系，多次泵入，地层均无破裂迹象，因此设计中采用向有机硼压裂液体系中加入水溶性加重剂，以形成加重压裂液体系，用此方法促使地层破裂，但因为地层进液困难，地层破裂压力太高，现有设备能力可能无法达到破裂压力的要求，因此，还需研发更适合该地层密度的加重压裂液体系。

本研究从筛选有机硼压裂液体系的常用添加剂入手，并加入水溶性加重剂[5]，形成有机硼加重压裂液体系，测其黏度-温度曲线，将新体系用于现场试验中，降低地面施工压力，压裂液体系性能稳定。

1 试验部分

1.1 试剂与仪器

HP助排剂、交联剂、防膨剂、发泡剂等；BZ助排剂、交联剂、防膨剂、发泡剂等；LY助排剂、交联剂、防膨剂、发泡剂等；膨润土、煤油、石英砂，天津大学科威公司；蒸馏水，自制。

LDY-1型岩心流动测试仪器，山东中石大石仪科技有限公司；黏度-温度曲线测试仪器，RS6000，德国哈克。

1.2 水溶性加重剂的制备[5]

根据中华人民共和国专利局公开的发明专利CN201510682994.4中“水溶性加重材料及其制备方法”中叙述的合成过程来制备该产品。

1.3 有机硼加重压裂液体系的配制方法

首先，按照配方把一定比例的水溶性加重剂BHSRW溶解于水中，配制达到密度要求的加重水溶液。取配制好的一定体积的加重水放入容器中，边搅拌边将增稠剂加入到水中，一直到鱼眼闭合。然后再把体系用添加剂按一定的比例分先后加入到上述基液中，搅拌均匀。最后，加入pH调节剂，调整基液的pH值，将配制好的基液在30℃水浴中静置2 h后，得到有机硼加重压裂液体系。

1.4 瞬时防膨率和耐水洗防膨率测定[6]

依据现行渤海钻探企业标准Q/SYBHZ 0803-2009《渤海钻探用防膨剂》中防膨率的检测方法，用离心法测定防膨率，即通过测定膨润土粉在黏土防膨剂溶液和水中的体积膨胀增量评价防膨率。

1.5 黏度-温度曲线测试方法

利用黏度-温度测定仪器RS6000（德国哈克）对配制好的液体进行扫描，90 min以后得到曲线即为黏温曲线。

2 结果与讨论

在有机硼压裂液体系中加入BZ-SRW水溶性加重剂，可以有效减少施工压力，为开发各类高压、超深或致密油气藏提供技术支持。

2.1 防膨剂的筛选

将2%浓度的HP防膨剂、BZ防膨剂、LY防膨剂加入到有机硼加重压裂液体系中，结果（见表1）。

表1 防膨剂对加重压裂液体系的影响

从表1可以看出，BZ防膨剂防膨效果最好，经水洗几次后，防膨依然可以达到90%以上，且与体系配伍性良好。在现场试验过程中，使用BZ防膨剂浓度0.5%时，防膨效率达到85%，既满足了产品企业标准，又有效的抑制了黏土颗粒膨胀和运移。

2.2 交联剂的筛选

将0.6%浓度的HP交联剂、BZ交联剂、LY交联剂加入到有机硼加重压裂液体系中，结果（见表2）。

表2 交联剂对加重压裂液体系的影响

从表2可以看出，BZ交联剂交联效果最好，且胶体弹性良好。在现场试验过程中，使用BZ交联剂浓度0.6%时，在3 000 r/min的搅拌条件下，可以悬浮95%以上的中密度陶粒砂，悬砂效果良好。

2.3 助排剂的筛选

将0.3%浓度的HP助排剂、BZ助排剂、LY助排剂加入到有机硼加重压裂液体系中，结果（见表3）。

表3 助排剂对加重压裂液体系的影响

从表3可以看出，HP助排剂在有机硼加重压裂液体系中显示了较高的表面张力，性能不稳定，BZ助排剂表面张力和抗盐表面张力值均很低，效果较好，且性能稳定。在现场试验过程中，加入0.5%浓度的助排剂，体系黏度-温度曲线保持平稳。

2.4 发泡剂的筛选

将1%浓度的HP发泡剂、BZ发泡剂、LY发泡剂加入到有机硼加重压裂液体系中，结果（见表4）。

表4 发泡剂对加重压裂液体系的影响

从表4可以看出，HP发泡剂与有机硼加重压裂液体系配伍性差，体系出现白色浑浊，而BZ发泡剂在体系中效果最好，发泡率最高，且性能稳定。在现场试验过程中，加入0.5%浓度的发泡剂，体系黏度-温度曲线保持平稳。

2.5 有机硼加重压裂液体系黏温曲线

配方：0.6%羟丙基胍胶+0.1%氢氧化钠+0.5%助排剂+0.5%发泡剂+0.3%防膨剂+0.2%温度稳定剂+0.6%BZ交联剂+水溶性加重剂BH-SRW1。

基液密度：1.33 g/cm3。

试验结果：基液黏度120 mPa·s，pH值12，初交联时间47 s，在RS6000型流变仪中，在150℃条件下剪切90 min，最终黏度230 mPa·s。流变曲线（见图1）。

图1 150℃，基液密度1.33 g/cm3加重压裂液体系黏温曲线

2.6 现场试验

玉门油田青1-16井具有超深、超高压、超高温“三超”等特点，致使压裂施工压力高，车组能力难以满足施工要求。用BH-SRW1高性能水溶性加重剂配制的有机硼加重压裂液体系，密度为1.33 g/cm3，以降低地面施工压力，压裂液体系性能稳定。加重压裂液体系配方为：0.5%羟丙基胍胶+0.8%防膨剂+1%氯化钾+0.5%助排剂+40%BH-SRW1+0.3%碳酸钠+清水，交联剂交联比=100：0.5。

3 结论

（1）水溶性加重剂BH-SRW与防膨剂、交联剂、助排剂、发泡剂等配伍性良好，性能稳定。

（2）从配方的黏温曲线可以看出，温度150℃，加重压裂液密度1.33 g/cm3，剪切90 min，有机硼加重压裂液体系的最终黏度满足压裂施工要求。

（3）应玉门油田压裂施工需要，用BH-SRW1高性能水溶性加重剂配制的有机硼加重压裂液体系，以降低地面施工压力。在青1-16井采用BH-SRW1高性能水溶性加重剂配制了密度1.33 g/cm3的有机硼加重压裂液体系，压裂液体系性能稳定。

［1］常青，刘音，曹骕骕，等.耐高温黏土防膨剂的制备与基本性能［J］.石油天然气学报，2014，36（12）：240-243.

［2］马如然，刘音，常青.油田压裂用暂堵剂技术［J］.天然气与石油，2013，31（6）：79-82.

［3］李风光，刘音，牛增前，等.生物酶破胶在油气田压裂中的应用［J］.石油化工应用，2014，33（8）：4-7.

［4］常青，曹骕骕，刘音，等.滑溜水用速溶型减阻剂研究与应用［J］.石油天然气学报，2014，36（10）：182-185.

［5］刘音，解洪祥，王红科，等.中华人民共和国发明专利［P］.公开号：CN201510682994.4.

［6］刘音，常青，于富美，等.压裂液用黏土防膨剂的合成与防膨效果［J］.油田化学，2014，31（3）：330-333.

Study on field trial and additive selected of aggravating fracture for organism boron

ZHAO Peng1，TANG Zhibo2，MA Ruran1，CHANG Qing1，GAO Cen1，JIN Jianxia1
（1.Engineering Technology Research Institute，BHDC，Tianjin 300457，China；2.Engineering Company Limited，BHDC，Tianjin 300457，China）

In Yumen oilfield,the characteristics of well contains super-high depth,superhigh pressure and super-high temperature,and so on.Lead to high fracture construction pressure and difficulty.A water-soluble weigh with good performance of aggravation and inhibition was synthesized,and the anti-swelling agent,cleanup agent,cross-linking agent,and blowing agent were rationally chosen for compatible with them,system density of organism boron for aggravating fracture was 1.33 g/cm3.Its formula was hydroxypropyl guar for 0.5%concentration,anti-swelling agent for 0.8%concentration,potassium chloride for 1%concentration,cleanup agent for 0.5%concentration,BH-SRW1 for 40%concentration,sodium carbonate for 0.3%concentration and water,the ratio of cross-linking is 100：0.5.It can meet the requirements of construction under high temperature and high pressure.

water-soluble weigh；anti-swelling agent；aggravating fracture；viscosity-temperature curve

TE357.12

A

1673-5285（2017）06-0144-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.06.032

2017－05-02

赵鹏，男（1985-），工程师，宝鸡大学本科毕业，从事油田化学方面的研发及科技管理工作，邮箱：jay3910331@163.com。