新型乳化压裂液及影响因素分析

夏鹏辉，吴景春，吴松艳，隋殿雪（.东北石油大学，黑龙江大庆6338；.大庆油田有限责任公司第四采油厂第五油矿，黑龙江大庆6338）

新型乳化压裂液及影响因素分析

夏鹏辉1，吴景春1，吴松艳1，隋殿雪2
（1.东北石油大学，黑龙江大庆163318；2.大庆油田有限责任公司第四采油厂第五油矿，黑龙江大庆163318）

该压裂液以白油为分散介质,使用油酸/span-60/tween-80=1∶3∶1复配乳化剂，乳化剂为油=1∶10,以偶氮二异丁腈（AIBN）、DTPA、叔丁基过氧化氢、Na2PO3等为引发剂，在一定引发条件下发生聚合反应并得到乳状聚合物。乳液在较长时间内处于稳定状态，乳液反应过程稳定不破乳，生成稳定油包水型乳液聚合物。以OP-10为反相剂，利用反相剂破乳后聚合物粘度、携沙性能均优于同浓度其他压裂液。该压裂液配置简单方便，六秒内可完全溶解，现场操作简单。

低渗透；压裂液；提高采收率；乳状液；水包油

石油是现代工业快速发展的重要原材料，随着油田开发进入中后期，各种性质较差的油汽层也被人们纳入开采范围。其中低渗透油气层所占比例较高。渗透率低是低渗透油气层的开发的主要问题之一，为了提高低渗透油气层的孔隙度人们常常使用各种压裂方法。其中最早使用的是水力压裂。常规压裂液主要包括水基压裂液、油基压裂液、醇基压裂液。

由于开发地层的低渗透性，必须采取酸化、压裂等措施提高地层渗透率。在压裂作业的进行过程中需要依次注入前置液、携砂液、顶替液，其中顶替液一般是具有良好流动性、降滤失性、抗温和耐盐性等。顶替液是支撑被压裂地层的重要组成部分[1]。目前，油田使用压裂液主要有水基冻胶压裂液，低聚物压裂液[2]。上世纪60年代油气藏开发使用的压裂液以油基压裂液为主，油基压裂液包括油包水压裂液和乳液压裂液。70年代至80年代中期则以水基压裂液为主，由于地层水敏性，水基压裂液会引起黏土膨胀和岩石孔隙堵塞的问题。所以对于水敏地层现场多使用的油基压裂液。90年代开始泡沫压裂液逐渐在油气藏开发中占据较高比例，在压裂液发展过程中乳液压裂液和清洁压裂液被视为压裂液技术的重大突破[3]。但清洁压裂液携砂能力和耐温性能较弱且成本较高，所以不适合现场大范围使用。油基压裂液主要包括乳化压裂液和油包水压裂液。油包水压裂液由油外相、亲油乳化剂、稠化水组成。油包水压裂液主要有粘度大、摩阻低、降滤失性强、方便配置等优点。乳化压裂液适用于水敏、低压地层，其中油包水型压裂液的耐温、耐剪切性强，且携砂能力较强，有很大的发展空间[4]。

1 实验部分

1.1 仪器与材料

SYP3007B-1石油和合成液抗乳化性能试验器（上海石油仪器厂）;RV20型旋转粘度计（西德HAAKE公司）;ZNN-D6型六速旋转粘度计（青岛照相机总厂）;高温高压静态滤失仪（美国Baroid公司）;高温高压岩心流动装置;毛细管粘度计（天津市布鲁克科技有限公司）。HH-1数显恒温水浴锅（金坛市良友仪器有限公司）；HH-1数显恒温油浴锅（金坛市良友仪器有限公司）；热风循环烘箱（吴江韵达设备有限公司）；立式搅拌器（北京亚欧德鹏科技有限公司）；DE-100LB实验室高剪切乳化机（南通克莱尔仪器有限公司）。

丙烯酸（南通润丰石油化工有限公司）;丙烯酰胺（任丘市硕达化工有限公司）；2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（山东寿光市松川工业助剂有限公司）；NaOH（北京康普汇维科技有限公司）；无水NaAc（北京鹏彩化工有限公司），所有药品均为分析纯；白油（辛集市浩瑞石化有限公司）。

1.2 实验方案

1.2.1 溶液配置油包水压裂油外相可以采用原油、柴油、白油等成品油，本文油外相用的是低号白油，因为白油闪电较高且价格较低。从安全施工角度我们选择白油做油外相。乳化剂采用自制复配乳化剂，其HLB值在4左右。以白油为分散介质，将一定量偶氮二异丁腈溶于白油，再将m油酸∶mspan60∶mtween80=1∶3∶1复配乳化剂溶于白油，乳化剂∶油=1∶10，溶解后油相呈黄色。将定量NaOH配成30%水溶液，待溶液温度降至15℃时开始加入丙烯酸，该过程中要求温度低于25℃。丙烯酸全部中和后加入一定量丙烯酰胺，丙烯酰胺量约为丙烯酸的二倍，搅拌直至丙烯酰胺全部溶解。在加入一定量的无水醋酸钠和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸。调节pH值为7。最后将一定量DTPA、叔丁基过氧化氢、次亚磷酸钠加入水溶液中。待两种溶液准备完毕，用高剪切乳化机制备出粘度约为1000mPa·s的油包水乳状液[4]。

1.2.2 反应过程将乳化完毕的乳状液置于反应釜中，搅拌速度为400r·s-1,通入高纯N230min后开始滴加1%焦亚硫酸钠溶液进行反应。反应起始温度为15～17℃，反应过程严格控制温度以0.3℃·min-1速度上升，然后将反应釜置于恒温水浴中连续反应4h。以上控温方案会依据原材料性质以及乳化体系的稳定性的变化而变化。反应完成后加入一定量反相剂OP-10反相[5]。

2 结果与分析

压裂过程中，要求压裂液具有高的携带支撑剂的能力、低的摩阻力及在不同的几何空间、不同的流动状态下优良的承受破坏的能力。在一定乳化体系和引发体系下，该压裂液的主要影响因素为体系的pH值、丙烯酸含量等。本文将对体系pH值和丙烯酸含量对反应的影响进行分析。

2.1 pH值的影响

2.1.1 pH值对黏度的影响取100mL自来水，用量程为5mL的注射器取2mL乳状聚合物，边搅拌边加入乳状聚合物，6s内乳状聚合物完全破乳，充分溶解后分别在25、45、60、80、100、120℃用RV3旋转粘度计测定剪切速率为170s-1时压裂液度随温度的变化。

图1 黏度随温度的变化Fig.1 Variation of viscosity with temperature

由图1可知，不同情况下所得压裂液的粘度随温度变化趋势，pH值为7时，聚合产物的粘温性能最好。

2.1.2 pH值对携砂性能的影响取100mL自来水，用量程为5mL的注射器取2mL乳状聚合物（1000），边搅拌边加入20mL实验砂，搅拌均匀倒入100mL量筒内，静止观察。

图2 携砂性随时间的变化Fig.2 Variation of sand carrying time

如图2所示，不同pH值条件反应得到的乳液聚合物携砂能力不同，pH值为7时产物携砂能力最强。可达到3d天不脱砂。5d内仍具有现场可操作性。

2.2 丙烯酸含量的影响

2.2.1 丙烯酸含量对黏度的影响在温度为25℃时，测量以丙烯酸含量分别为1/6、1/5、1/4、1/3、1/2、, pH分别为6、6.5、7、7.5、8时制得乳状聚合物（1000ppm）的黏度，进行对比实验。

图3 AA含量对黏度的影响Fig.3 Effect of AA contenton viscosity

根据上述实验得出结论：AA占单体含量1/2时压裂液黏度最大。

2.2.2 丙烯酸含量对携砂的影响体系其他条件相同情况下，丙烯酸含量分别为1/6、1/5、1/4、1/3、1/2、1/1时制得乳状聚合物，观察携砂性能的变化。

图4 AA含量对携砂性能的影响Fig.4 Effectof AA contenton sand carrying performance

通过上述实验可知，在丙烯酸（AA）含量为50%时，产物携砂抗剪切能力最强，所以实验中我们使用50%丙烯酸。

2.3 Na2SO3提高压裂液稠化剂高温稳定性

随着钻入深度的增加地层温度越来越大。为了提高压裂液稠化剂粘温性，可加入一些可以提高压裂液稠化剂高温稳定性的添加剂。研究方向主要有添加适量还原剂消耗地层中的氧，减少聚合物高温氧化降解，从而提高压裂液稠化剂高温稳定性。常用还原剂为NaHSO3、Na2SO3等。也可通过加入低聚合度酚醛树脂、脲醛树脂、三聚氰胺甲醛树脂等物质，使其与聚合物形成线性交联，从而达到提高压裂液稠化剂高温稳定性的目的。本实验使用Na2SO3，将不同量Na2SO3溶入浓度相同的乳状液溶解后的水溶液中，测量不同温度下水溶液粘度。实验结果见表1。

表1 酚醛树脂对聚合物高温稳定性的影响Tab.1 Effect of phenolic resin on high temperature stability of polymer

由表1可知，酚醛树脂对聚合物高温稳定性的影响，对聚合物高温稳定性有一定的影响，且随着Na2SO3含量的变化聚合物的高温稳定性有明显变化。在Na2SO3含量为60×10-6时聚合物稳定性最佳，Na2SO3含量过低或过高都不利于提高聚合物稳定性。

3 结论与建议

（1）由上述实验可知，当丙烯酸含量为单体含量的50%时，压裂液抗剪切性能最强。

（2）该体系稳定，破乳快，方便现场施工方便。压裂液中的聚丙烯酰胺能有效降低摩阻。

（3）在溶解完全的压裂液聚合物中加入适量Na2SO3可有效提高压裂液的抗高温性。

（4）现场施工时在体系中加入适量细沙，在很大程度上降低压裂液的虑失性、提高液体效率。所有的水中都含有一定细菌，为防止细菌侵袭有机聚合物、损坏和降低黏度，现场施工过程中可加入适量1227杀菌。

［1］赵福麟.采油用剂［M］.东营：石油大学出版社，1997.68-79.

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Formula of a new type of emulsion fracturing fluid and analysis of its influencing factors

XIA Peng-hui1,WU Jing-chun1，WU Song-yan1，SUIDian-xue2
（1.Northeast Petroleum University,Daqing163318，China；2.No.4 Oil Extraetion it Plant，Daqing Oilfield Co.,Ltd.,Daqing 163318,China）

The fracturing fluid with white oil as dispersingmedium,using oleic acid/span-60/tween-80=1∶3∶1 emulsifier,emulsifier:oil=1∶10,We take AIBN,DTPA,TBH and SHP as initiator,It leads to polymerization by emulsion polymer under certain conditions.The emulsion is stable and the emulsion is not destroyed in the process of reaction.The stable water-in-oil emulsion polymer can be generated in this reaction.We can use OP-10 as reverse emulsifier.Reaction products with sand performance and shear resistance,temperature resistance are better than other fracturing fluid in the same concentration.Dissolve the fracturing fluid is very simple and convenient, fracturing fluid can be completely dissolved in six secondswith convenience

Low permeability;fracturing fluid;EOR;emulsion;water-in-oil.

TE39

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170744

2017-03-16

夏鹏辉（1988-），男，吉林松原人，在读硕士研究生，就读于东北石油大学油气田开发工程专业，研究方向：提高采收率原理与技术。

吴景春（1968-），男，教授，博士生导师，博士，主要从事油气田开发、提高采收率等方面的理论与技术研究工作。