悬浮液基高效减阻携砂压裂液的研发与应用*

2022-10-11麦尔耶姆古丽安外尔翟怀建邬国栋

油田化学 2022年3期

麦尔耶姆古丽·安外尔，蒲迪，翟怀建，刘宽，邬国栋，余波，金诚，3

（1.中国石油新疆油田分公司工程技术研究院，新疆克拉玛依 834000；2.四川光亚聚合物化工有限公司四川南充 637500；3.西南石油大学新能源与材料学院，四川成都 610500；4.中国石油新疆油田分公司百口泉采油厂，新疆克拉玛依 834011）

0 前言

随着各油田低成本战略逐步实施，以液态类稠化剂为基础形成的免混配压裂液体系被广泛应用。目前液态类稠化剂主要有聚合类乳液稠化剂、悬浮液稠化剂［1-7］。聚合乳液稠化剂主要采用反相乳液聚合法合成，稠化剂的相对分子质量可达千万以上，在清水中具有较好的增黏性能，但抗盐性能较差，不适应高矿化度配液［8-10］。悬浮液稠化剂主要以白油、柴油或醇基类溶剂为分散介质，加入乳化剂、稳定剂等添加剂形成稳定的悬浮液基液，再加入胍胶、聚丙烯酰胺类或疏水缔合聚合物类粉末稠化剂配制而成［11-14］，但目前市面上所用悬浮液稠化剂产品的稳定时间较短（一般小于1 个月），影响现场使用。胍胶类悬浮液稠化剂受胍胶稠化剂本身降阻效果的影响，现场降阻效果相比聚丙烯酰胺类以及缔合聚合物类悬浮液稠化剂的差，市面上这两种类型的悬浮液稠化剂应用较为广泛。

悬浮液稠化剂的稳定性以及本体黏度是悬浮液稠化剂的重要性能，稳定性与乳化体系、稠化剂的粒径和比例存在较大关系［11-12］。目前关于乳化剂、分散介质对悬浮液稠化剂稳定性以及本体黏度影响研究较多，关于稳定剂、粉末稠化剂粒径以及含量对上述性能的影响研究较少。本文以抗盐缔合聚合物KFPY为基础，以白油为分散介质、自制的聚丙烯酸酯类表面活性剂为乳化剂，通过优选合适的稳定剂、优化粉末稠化剂粒径以及比例，研发了一种缔合型悬浮液稠化剂，对该稠化剂所形成的滑溜水体系的减阻性能、动态携砂性能等进行测试，并报道了该剂在新疆玛湖区块的现场应用情况。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

抗盐缔合聚合物KFPY，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、阳离子双尾链疏水单体MJ-D12（分子式如图1 所示）为单体聚合而得，其中AMPS 用量为0.5%，MJ-D12用量为0.03%，相对分子质量为537×104，水解度为23%，四川光亚聚合物化工有限公司；聚丙烯酸酯类乳化剂G14、全氟烷基烯丙基嵌段聚醚类助排剂ZP-6，四川光亚聚合物化工有限公司；10#白油，茂名市向阳富森石化有限公司；有机改性膨润土、钠基膨润土，新疆夏子街膨润土有限公司；纳米二氧化硅TSP-L30，江苏天行新材料有限公司；聚丙烯酰胺类乳液稠化剂ZC-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量为8%），相对分子质量为1364×104，水解度为20%，有效含量为35%，四川光亚聚合物化工有限公司；聚丙烯酰胺类悬浮液稠化剂HX-1（AM/AA/AMPS三元共聚物，AMPS用量为10%），相对分子质量为2128×104，水解度为25%，有效含量45%，四川光亚聚合物化工有限公司；中密度陶粒，粒度0.38～0.212 mm（40～70 目），新疆油田工程技术研究院；聚醚类破乳剂DY202，新疆紫光技术有限公司；精制煤油；氯化钠、氯化钾、氯化钙、氯化镁，分析纯，成都科龙试剂厂。配液用水为玛18 井水，矿化度为16 522.4 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：Na+4329.22、K+2097.92、Ca2+397.16、Mg2+106.4、Cl-9591.68。人造岩心，直径为2.5 cm、长为5 cm，气测渗透率约1×10-3μm2，北京嘉德宜邦石油科技有限公司。

图1 阳离子双尾链疏水单体的分子式

LB20ES 型waring 搅拌器，北京万斛科技有限公司；ZNN-D6B 型电动六速旋转黏度计，青岛恒泰达机电设备有限公司；多功能岩心驱替装置，南通市飞宇石油科技开发有限公司；品氏黏度计，管径0.6 mm，上海良品玻璃仪器厂。HAMZ-IV 摩阻测试装置［15］，自制；可视化动态携砂物模装置（俯视图如图2 所示），该平台可用于研究压裂液在主缝、一级和二级分支缝中动态携砂能力及铺置情况。具体地，主缝平板尺寸缝长×缝宽×缝高=700×6×300 mm，分支缝平板尺寸缝长×缝宽×缝高=700×4×300 mm。主缝由1#、2#和3#平板组成；一级分支缝包括与主缝形成负角度裂缝4#平板（可调角度0～45°）、与主缝垂直7#平板（不同粗糙度缝面）及平板水平垂直于主缝的10#平板（板面与水平方向平行）；二级分支缝包括与主缝形成正向45°角5#平板（角度不可调）+与主缝平行6#平板、垂直于主缝8#平板+平行于主缝9#平板。

图2 可视化动态携砂实物装置裂缝平板分布（俯视图）

1.2 实验方法

（1）缔合型悬浮液稠化剂制备

称取242.5 g 白油置于1 L 的烧杯中，调节搅拌器转速为1000 r/min，加入7.5 g 的乳化剂G14 后搅拌10 min；再加入25 g的有机改性膨润土后搅拌20 min，再加入225 g 的抗盐缔合聚合物KFPY 后继续搅拌30 min，形成缔合型悬浮液稠化剂GAF-TE。

（2）悬浮液稳定性及本体黏度评价

在温度25 ℃、剪切速率170 s-1下测定缔合型悬浮液稠化剂GAF-TE 的黏度；然后把悬浮液分别装入5 个透明取样瓶中，并放入25 ℃的恒温烘箱中，分别测试悬浮液静置7、30、60、90 d后的表观黏度，并观察悬浮液的析油情况。

（3）滑溜水配制

量取500 mL的配液水倒入1000 mL的烧杯中，调节搅拌器转速为500 r/min；按照滑溜水以及中黏滑溜水配制浓度，将稠化剂在5 s 内加入配液水中，然后加入0.1%～0.2%助排剂、0.1%～0.15%破乳剂等添加剂，搅拌3 min，形成均匀溶液。本文所述配制压裂液用稠化剂（GAF-TE、ZC-1、HX-1）均为液态，均按商品浓度100%计。

（4）滑溜水性能评价

按照NB/T 14003.3—2017《页岩气压裂液第3部分：连续混配压裂液性能指标及评价方法》中相关测试方法测试滑溜水的相关性能。

（5）动态携砂性能测试

本文动态携砂实验，裂缝路径包括主缝1#、2#、3#和一级分支缝5#、二级分支缝6#。具体步骤为：按照配方配制150 L 滑溜水，打开可视化平板主缝入口及出口、打开二级分支缝6#出口，关闭其他分支缝出口，让滑溜水流经主缝、一级分支缝5#、二级分支缝6#；配液罐中加入15 L 的中密度陶粒，搅拌均匀；设置循环排量为50 L/min，摄像头记录支撑剂在主缝、一级、二级分支缝中沉降形态；采用数据处理系统绘制砂堤形态，计算主缝、一级、二级缝中沉降支撑剂体积。

2 结果与讨论

2.1 悬浮液稠化剂的配方优选

2.1.1 稳定剂优选

采用3 种不同稳定剂配制的配方为88%白油+3%乳化剂G14+9%稳定剂的悬浮基液的析油率见表1。从表1 可知，有机改性膨润土、纳米二氧化硅配制的悬浮液基液的析油率低于钠基膨润土配制的。分析认为有机改性膨润土和纳米二氧化硅的亲油性增强，提高了与乳液的亲和力，从而抑制了乳化白油的析出［16-17］；而纳基膨润土的亲水性强，与乳化白油间会产生排斥作用，导致悬浮基液出现分层，析油率更高。

表1 悬浮基液静置不同时间的析油率

以有机改性膨润土和纳米二氧化硅TSP-L30为稳定剂配制稠化剂含量为45%的悬浮液稠化剂（配方为45%稠化剂KFPY+2%乳化剂G14+稳定剂+白油），不同稳定剂加量下悬浮液稠化剂的本体黏度见表2。从表2 可知，随着稳定剂加量的增大，悬浮液稠化剂的本体黏度增大；相同稳定剂加量下，有机改性膨润土配制悬浮液稠化剂的本体黏度比纳米二氧化硅TSP-L30 配制的低，具有更好的流动性。纳米二氧化硅的粒径比有机改性膨润土的更小，比表面积更大，在乳化白油中与稠化剂颗粒之间形成更强的吸附作用，形成的悬浮稠化剂结构黏度更高，这会影响稠化剂的流动性，现场使用过程中影响稠化剂的泵注性［18］。同时考虑到悬浮液稠化剂的稳定性，选用有机改性膨润土作为悬浮液稠化剂的稳定剂。

表2 不同稳定剂加量下悬浮液稠化剂本体黏度

2.1.2 悬浮液稠化剂配方确定

以有机改性膨润土为稳定剂，通过正交实验（表3）考察稳定剂加量、稠化剂加量、稠化剂粒径对悬浮液稠化剂稳定性（静置90 d 析油率）和本体黏度的影响，结果见表4。乳化剂G14加量为1.5%。

表3 正交实验方案

表4 悬浮液稠化剂稳定性及本体黏度

从表4可知，稳定剂加量越大，悬浮液稠化剂的析油率越低，稳定性越好，但本体黏度越高；固体稠化剂加量越大，悬浮液稠化剂析油率增大，稳定性越差，稠化剂本体黏度液越高，不利于泵送；减小粉末稠化剂粒径，有利于提高悬浮液稳定性。结合现场实际使用情况，在确保正常泵注的前提下，尽量提高粉末稠化剂有效含量，最终悬浮液稠化剂配方组成为5#方案：5%有机改性膨润土+45%抗盐缔合聚合物KFPY（粒径0.096 mm）+1.5%乳化剂G14+48.5%白油。

2.2 悬浮液稠化剂的性能评价

2.2.1 溶解性

在玛18 井水中加入一定量的悬浮液稠化剂GAF-TE，搅拌不同时间后溶液黏度测试（25 ℃、170 s-1）结果见表5。搅拌30 s 时，溶液黏度达到完全溶解黏度的90%以上，说明稠化剂GAF-TE具有较好的溶解性，现场可采用转子泵将其直接泵入混砂筒中，满足免混配液工艺需求，简化现场配液工艺。

表5 不同搅拌时间下稠化剂溶液黏度

2.2.2 增黏性

分别在玛18 井水中加入一定量的GAF-TE、ZC-1、HX-1稠化剂，搅拌3 min后的溶液黏度如图3所示。悬浮液稠化剂GAF-TE 在玛18 井水中具有较好的增黏能力，而ZC-1、HX-1稠化剂增黏性能明显弱于GAF-TE，在高浓度条件下，溶液黏度低30%～50%，抗盐性能较差。

图3 不同浓度稠化剂溶液的黏度

缔合型悬浮液稠化剂GAF-TE的主要成分为抗盐型疏水缔合聚合物，在分子主链上引入了疏水基团以及抗盐单体。在水溶液中，由于疏水基团的疏水作用以及静电、氢键或者范德华力的作用产生具有一定强度的物理缔合，从而形成三维空间网络结构。随着浓度的增大，分子链间的疏水缔合作用增强，表现出更好的增黏性能［19］。在盐水中，由于分子链上引入大分子刚性抗盐单体，占据较大的空间，阻碍分子链发生卷曲；另一方面，盐水溶剂的极性增强，疏水基团进一步增强分子间缔合作用，大分子线团的物理交联点增多，宏观上表现出增黏性能［20-21］。ZC-1 以及HX-1 均为聚丙烯酰胺类稠化剂，主要通过分子链之间的缠结作用来增黏，在盐水中，聚合物分子电荷被屏蔽，分子链发生卷曲，黏度大幅下降，表现出较差的增黏性能。

2.2.3 减阻性能

采用玛18 井水配制低黏度（2～4 mPa·s）的质量分数为0.1%的GAF-TE、0.3% ZC-1、0.2% HX-1的滑溜水的降阻性能如图4所示。在玛18井水中，GAF-TE与HX-1比ZC-1的溶解时间更短，且GAF-TE的降阻性能最好。在低浓度条件下，聚丙烯酰胺类稠化剂ZC-1、HX-1 在剪切作用下自身解缠结，且沿着流线分布即分子链沿流动方向取向，从而抑制了湍流涡的产生，降低了脉动强度，减少了能量损失，最终表现为湍流减阻效应。除湍流降阻机理外，因为GAF-TE 分子链上引入的缔合单体在分子链内部存在缔合作用，使其具有一定的弹性。在高速剪切作用下，这些弹性结构与湍流旋涡相互作用，通过弹性微观结构吸收部分湍流涡流能量，当对流到低应力区（如管壁层流区）时，再将储存的能量以弹性波释放出来，显著减小湍流能量耗散，达到一定的降阻作用［22-24］。因此，在盐水中，疏水缔合型悬浮稠化剂GAF-TE的降阻性能好于聚丙烯酰胺类稠化剂。

图4 滑溜水的降阻性能

2.2.4 动态携砂性能

由3种稠化剂配制黏度为2～4 mPa·s左右的滑溜水携带支撑剂进入可视化动态携砂装置，形成的砂堤形态以及裂缝中沉降的支撑剂体积如图5、表6所示。从图5可以看出，3种滑溜水均能携带支撑剂进入一级、二级分支缝；GAF-TE配制滑溜水携带支撑剂沉降后形成的砂堤呈现出左低、右高的形态，且砂堤平均高度低于另外两种稠化剂配制滑溜水所形成的砂堤。从表6可知，GAF-TE配制滑溜水携带支撑剂沉降后形成的砂堤体积最小，比ZC-1的减小32.99%，比HX-1 的减小27.40%。这说明GAF-TE 稠化剂配制的滑溜水具有更好的携砂能力，能将支撑剂携带至更远的地方。

图5 支撑剂沉降砂堤形态

表6 裂缝中的支撑剂体积

2.3 滑溜水性能评价

根据现场对滑溜水黏度以及性能的要求，优化出滑溜水的配方为0.1%稠化剂GAF-TE+0.1%助排剂ZP-6+0.1%破乳剂DY202。经测试，该滑溜水的减阻率为76.8%，表现出较好减阻效果；表面张力为26.8 mN/m，与煤油间的界面张力为0.96 mN/m，破乳率为99%，对岩心的伤害率为6.97%。该滑溜水的性能已达到行业标准要求，有利于压后返排，且对岩心低伤害。

2.4 现场应用情况

新疆油田玛18区块MaHW6433设计施工8段，压裂层位百口泉组（T1b21）选用免混配变黏压裂液体系。现场采用GAF-TE 压裂液（0.1%稠化剂GAF-TE+0.1%助排剂ZP-6+0.1%破乳剂DY202）（2段）、ZC-1 压裂液（0.3%稠化剂ZC-1+0.2%助排剂ZP-6+0.15%破乳剂DY202）（2 段）、HX-1 压裂液（0.2%稠化剂HX-1+0.1%助排剂+0.1%破乳剂DY202）（4段）3种压裂液进行施工，对比3种体系在同层位、同工艺、同水质、同黏度（3 mm2/s）条件下的性能，3 种压裂液体系现场施工参数见表7，压裂施工曲线见图6。

现场采用混砂车比例泵直接将稠化剂以及助排剂、破乳剂等添加剂泵入混砂筒中，实现免混配工艺，大大简化现场压裂液配制流程。从表7可知，GAF-TE滑溜水现场用量比ZC-1、HX-1滑溜水的更低，但GAF-TE滑溜水具有更好的携砂性能，现场最高砂浓度达440 kg/m3，且施工压力平稳下降，具体如图6（a）所示。ZC-1、HX-1 滑溜水施工过程中砂比提升困难，高砂比阶段，施工压力明显上涨且波动较大，具体如图6（b）、（c）所示。现场试验证明GAF-TE 能够满足免混配工艺要求，大大简化了现场配液工艺，节约了成本；且现场配制的滑溜水降阻性能优异，携砂性能较好，中黏滑溜水黏度稳定，与玛18区块井水具有较好的适应性。