连续混配耐盐型压裂液的性能评价.pdf

连续混配耐盐型压裂液的性能评价李楚航1,2,乔孟占1,2,陈 东1,2,罗佳洁1,2,马 英1,2(1.唐山冀油瑞丰化工有限公司,河北 唐山0 6 3 2 0 0;2.河北省油田化学剂技术创新中心,河北 唐山0 6 3 2 0 0)摘要:制备了一种缔合聚合物型耐盐速溶减阻剂(MR F F),并搭配小分子阳离子防膨剂(R F-0 3)和油水双亲润湿剂(D E-0 1)组成滑溜水压裂体系。室内实验评价结果表明,MR F F溶解速度快,在质量分数0.8%时,5m i n增黏速率达9 6.8%;在8.51 04m g/L盐水中仍具有黏度,盐水中的减阻率为7 0.5%;滑溜水压裂体系配伍性良好,满足连续混配要求。物理模型实验结果表明,该压裂破胶液的岩心渗透率恢复可达9 0.8 5%,提高采收率为2 6.8 6%。关键词:滑溜水 减阻剂 连续混配 耐盐性 采收率中图分类号:T E 3 5 7.1+2 文献标识码:A D O I:1 0.2 0 0 7 5/j.c n k i.i s s n.1 0 0 3-9 3 8 4.2 0 2 3.0 4.0 0 5 随着油田的开采进入中后期,低渗油藏成为开发主要目标。在低渗油藏开发过程中,由于储层开采难度大,大规模体积压裂成为油田主要的增产方式。采用滑溜水压裂液是目前低渗油藏体积压裂中的主要增产方式,而滑溜水压裂体系的核心是减阻剂1-4。体积压裂排量大、液量大,要求压裂液具有低成本、低地层伤害、低摩阻、易返排等特性5。同时在现场滑溜水压裂液的配置中,采用在线连续混配技术,因此滑溜水快速溶解和增黏特性也十分重要6。滑溜水压裂体系需要大量的水来配置工作液,在水资源匮乏地区,常采用返排液或地层水配置压裂液7-8。使配制而成的压裂液矿化度含量高,导致压裂液黏度的降低,严重影响压裂施工的开展。因此对滑溜水压裂液的耐盐性能提出了更高要求9-1 2。刘福建等1 3制备了一种耐盐型聚合物,该悬浮体系能够快速溶解,且在71 04m g/L矿化度下质量分数1.0%的悬浮体系黏度在6 0m P as左右。常青等1 4研制的速溶型滑溜水减阻剂能快速溶解,在满足连续混配要求的同时对岩心具有较小的伤害。虽然滑溜水压裂液的种类已有很多,但同时拥有快速溶解增黏、高矿化度耐盐能力,兼具降低地层伤害和提高采收效率的滑溜水压裂体系国内还鲜有研究。笔者制备了一种缔合聚合物型耐盐速溶减阻剂(MR F F),并搭配小分子阳离 子 防 膨 剂(R F-0 3)和 油 水 双 亲 润 湿 剂(D E-0 1)组成滑溜水压裂体系。本文报道了压裂体系的性能。1 实 验1.1 试剂与仪器MR F F耐盐速溶减阻剂、R F-0 3小分子阳离子防膨剂、D E-0 1纳米粒子型油水双亲润湿剂,冀油瑞丰化工公司。石英砂(1 03 0目、3 05 0目、4 07 0目),冀油瑞丰化工公司;石油醚、氯化钾、氯化钠、氯化镁、氯化钙、丙酮、N,N-二甲基十二胺、正庚烷、乙二醇和异丙醇,分析纯,国药集团化学试剂有限公司;丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酸,工业品,大港博弘公司;G 5 9-9 3沙河街组脱水原油。M o l e l e m e n t 1 8 2 0 a型摩尔净水机,重庆摩尔水处理设备有限公司;HAAK E MA R S 4 0型旋转流 变 仪,赛 默 飞 世 尔 科 技(中 国)有 限 公 司;H B QT-7 0型多功能化学驱替装置和填砂装置,扬州华宝石油仪器有限公司;Z NN-D 6型旋转黏度仪,青岛同春石油仪器有限公司。1.2 实验方法1.2.1 耐盐速溶减阻剂的制备向烧瓶中加入0.2m o l的N,N-二甲基十二胺,以0.2m o l丙酮溴化物为混合溶剂,缓慢地将混合溶剂滴入烧瓶中,反应2 0h后得到疏水性单体HM。收稿日期:2 0 2 2 0 7 1 4;修改稿收到日期:2 0 2 3 0 1 3 0作者简介:李楚航(1 9 9 7),助理工程师,研究方向为油田化学品。E-m a i l:l c h w y y x 0 9 2 81 6 3.c o m81 精 细 石 油 化 工S P E C I A L I T YP E T R O CHEM I C A L S第4 0卷 第4期2 0 2 3年7月 将丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、丙烯酸、疏水性单体HM溶于去离子水中,调节p H值至中性,在不断通氮气的条件下加入过硫酸铵溶液、亚硫酸氢钠溶液以及偶氮二异丁脒盐酸盐作为引发剂,引发剂质量分数为0.0 5%,置于超声仪器上,反应6 8h后用无水乙醇纯化,干燥,粉末化。1.2.2 油水双亲润湿剂的制备称取一定量的十二烷基苯磺酸钠、醇醚硫酸钠溶于水中,配制成溶液。将正庚烷、乙二醇和异丙醇的多元醇溶液及氯化钠溶于去离子水中。将上述两种溶液混合搅拌均匀得到以油为内相,表面活性剂为壳膜的纳米微乳液。1.3 性能评价1.3.1 溶解速度及增黏速率测定在室温2 5下,向不断搅拌的蒸馏水中分别加入不同质量分数的MR F F,用六速旋转黏度计测定其在搅拌5m i n和3 0m i n下的黏度,并计算滑溜水压裂液增黏速率。增黏速率见式(1)。v=121 0 0%(1)式中:v为增黏速率,%;1为5m i n、1 7 0s-1下表观黏度,m P as;2为3 0 溶解4h时1 7 0s-1下表观黏度,m P as。1.3.2 耐盐性能依据S Y/T5 1 0 72 0 1 6 水基压裂液性能评价方法 配置8.51 04m g/L标准盐水(2.0%K C l+5.5%N a C l+0.4 5%M g C l2+0.5 5%C a C l2)。在搅拌下,向标准盐水中加入不同质量分数的MR F F,用六速旋转黏度计测定其在搅拌5m i n和3 0m i n下的黏度。1.3.3 减阻性能选取质量分数0.8%的MR F F进行评价。采用管道摩阻仪进行测试,管内径2 0.5mm,管长2m,泵排量05L/s。测试MR F F在蒸馏水和标准盐水中的减阻率,计算见式(2)。减阻率=Pp-PsPp1 0 0%(2)式中:Pp为管路中清水通过两端的压差,MP a;Ps为管路中滑溜水通过两端的压差,MP a。1.3.4 压裂体系在蒸馏水中,基础压裂体系采用质量分数为0.8%MR F F+0.3%R F-0 3+0.0 8%破胶剂;改进后 压 裂 体 系0.8%MR F F+0.3%R F-0 3+0.3%D E-0 1+0.0 8%破胶剂进行实验,评价压裂体系增黏速率、压裂破胶液性能、防膨率和6 0 的剪切流变性。1.4 驱替实验驱替实验装置如图1所示。图1 驱替装置示意实验设计温度6 5,装填后的填砂管6 5 老化8h,始终以0.5m L/m i n的流量进行驱替。配置基础压裂破胶液:0.8%M R F F+0.3%R F-0 3+0.0 8%破胶剂为空白对照,滑溜水压裂破胶液:0.8%MR F F+0.3%R F-0 3+0.3%D E-0 1+0.0 8%破胶剂。压裂液6 5破胶1 2h。1)岩心渗透率伤害与恢复评价。将尺寸2 5mm1m不锈钢填砂管,用填砂装置装填,石英砂目数3 05 0目。用蒸馏水注入体积1.5 P V,使渗透率(K0)在3 03 5m D,再用破胶压裂液注入体积1.5P V,测定渗透率为(K1),最后反向水驱注入,测定水驱2P V后的渗透率(K2)。计算岩心渗透率伤害率和恢复。岩心渗透率伤害(1):1=(K0-K1)/K01 0 0%(3)岩心渗透率恢复(2):2=(K2-K1)/K21 0 0%(4)2)驱油性能。采用尺寸2 5mm0.5m不锈钢填砂管,用填砂装置装填处理后的油砂。蒸馏水驱填砂管注入体积3P V,使K0在3 05 0m D。再用破胶压裂液注入体积3P V。驱出的溶液用石油醚萃取3次后称重计算出油效率。2 结果与讨论2.1 增黏速率和耐盐性能图2为MR F F在蒸馏水中和盐水中的黏度和增黏速率。由图2可见,在蒸馏水中质量分数在0.8%和1.2%的MR F F速溶增黏效果最好。在标准盐水中,1.0%MR F F在5m i n可达最大黏91第4 0卷 第4期李楚航,等.连续混配耐盐型压裂液的性能评价 度;虽然相较于蒸馏水配置溶液黏度有所降低,但减阻剂快速溶解增黏的作用没有受到影响。表1为黏度保持率与质量分数关系。表1中,质量分数为0.8%、1.0%和1.2%的黏度保持率在4 0%左右。MR F F中磺酸盐和阳离子疏水单体具有良好的耐盐性,因为磺酸盐具有很强的电离作用,同时磺酸呈弱碱性对无机盐的屏蔽作用较低,使聚合物在盐水中保持较高的黏度,并且刚性磺酸基团使疏水链不易卷曲,有利于分子间缔合,增强空间网络结构,从而提高聚合物的耐盐性。图2 MR F F在蒸馏水中和盐水中的黏度和增黏速率表1 黏度保持率与质量分数关系w(MR F F),%黏度保持率,%0.53 1.2 50.84 0.0 01.04 5.9 21.25 2.5 02.2 减阻性能选用质量分数为0.8%MR F F进行评价,结果如图3所示。图3 MR F F在不同溶液中的减阻率与流速的关系由图3可见,随着流速的增大,两者减阻效果不断增加,在8m/s的流速下达到最高减阻率。虽然在盐水中的减阻率有所下降,但仍保持在7 0.5%。2.3 压裂液体系性能2.3.1 基础性能引入小分子阳离子防膨剂R F-0 3、油水双亲润湿剂D E-0 1组成压裂液体系,改善压裂液性能指标,实验结果见表2。由表2可以看出,基础体系破胶后表界面张力均不满足标准要求的表面张力小于2 8mN/m,界面张力小于2mN/m。而改进后压裂体系各项性能均达到要求。两种体系增黏速率相近,但D E-0 1的引入使改进后的表、界面张力均优于原体系。这是因为D E-0 1微纳米颗粒能调节物体表面微纳米结构,通过吸附作用减小接触角,使物体表面润湿性发生变化,降低表界面张力,改善破胶液因返排困难而伤害储层问题。表2 压裂液基础性能评价压裂体系增黏速率,%破胶液性能破胶后黏度/(m P as)表面张力/(mNm-1)界面张力/(mNm-1)防膨率,%剪切流变性/(m P as)基础体系9 1.7 95.5 03 1.8 24.9 07 8.1 64 9.2 3改进体系9 0.9 13.7 02 5.2 10.1 47 7.6 34 7.5 02.3.2 岩心伤害与恢复实验表3为 压 裂 破 胶 液 对 储 层 渗 透 率 伤 害 与恢复。表3 压裂破胶液对储层渗透率伤害与恢复破胶液渗透率伤害,%渗透率恢复,%基础压裂液7 5.3 95.5 5滑溜水压裂液6 4.9 69 0.8 5 由表3可见,两种压裂破胶液均对储层有一定的渗透率伤害,但基础压裂破胶液渗透率恢复仅为5.5 5%,D E-0 1引入后可大幅改善对储层的伤害,使渗透率恢复达9 0.8 5%。注水第一阶段,水分不断渗入岩石孔隙,浸没砂管。第二阶段,破胶液进入后能看到明显的压力上升,这是因为破胶后的压裂液存在一定的残片和离子基团,它们在孔隙中产生滞留,影响了液体在多孔介质中的渗流能力,使渗流阻力增加,造02 精 细 石 油 化 工2 0 2 3年7月成储层与基质渗透率的伤害。D E-0 1是纳米微粒型润湿剂,以表面活性剂为壳膜的纳米微乳液,能降低界面张力,减小渗流阻力。由图4可见,压力变化可以很好证明这一点。但此过程还存在一定机械伤害,岩心渗透率不可能完全恢复。图4 驱替注入量与压力变化关系曲线2.3.3 破胶液驱油性能压裂破胶液驱油实验发现,基础压裂液提高采出率仅为9.1 4%,引入D E-0 1后压裂体系提高采收率达2 6.8 6%。可见,D E-0 1具有较好的提高采收率的作用。图5为驱油实验注入段塞与压力关系。图5 驱油实验注入段塞与压力关系从图5可以看出,存在D E-0 1的压裂破胶液水驱后压力明显低于基础破胶液。D E-0 1纳米微乳液中存在大量的以表面活性剂为外壳、油相作为内核的胶束,能降低油水之间界面能,克服原油间的内聚力,将大油滴乳化分散成小油滴,降低油的黏附力使油容易脱落,表现为驱替压力的降低。同时,通过乳化作用与原油形成的油滴可以通过细小的储层喉道孔隙,提高原油流经孔喉的通过率进而扩大波及系数,达到提高驱油效率的目的,图中表现为较低的驱替压力和较好采油效率。3 结 论a.MR F F能快速溶解,并在短时间内达到最高黏度。MR F F在高矿化度盐水中也能保持较好的黏度和增黏速率,具有较好抗盐能力。b.MR F F与R F-0 3和D E-0 1组 成 的 压 裂液体系 配 伍 性 良 好,各 项 性 能 指 标 达 到 标 准要求。c.D E-0 1引入压裂体系后,可改善地层亲油和亲水状态,在有效降低地层渗透率伤害的同时,还兼具助排剂和提高油气采收率的功效。参 考 文 献1 司晓冬,罗明良,李明忠,等.压裂用减阻剂及其减阻机理研究进展J.油田化学,2 0 2 1,3 8(4):7 3 2-7 3 9.2 蒋其辉,杨向同,于筱溪,等.国内外滑溜水减阻剂研究进展J.化学工业与工程,2 0 2 2,3 9(2):7 6-8 3.3 李宗田,李凤霞,黄志文.水力压裂在油气田勘探开发中的关键作用J.油气地质与采收率,2 0 1 0,1 7(5):7 6-7 9,1 1 6.4 马玄,岳前升,吴洪特,等.国内外水力压裂减阻剂研究进展及展望J.中外能源,2 0 1 4,1 9(1 2):3 2-3 6.5 曹静静,杨矞琦.国内低渗透油藏提高采收率技术现状及展望J.四川化工,2 0 1 7,2 0(6):1 7-2 1.6 朱军剑,张高群,乔国锋,等.页岩气压裂用滑溜水的研究及中试应用J.石油化工应用,2 0 1 3,3 2(1 1):2 4-2 8.7 K e l v i nBG,R a d i s a vD V,D a v i dA D.W a t e rm a n a g e m e n tc h a l l e n g e sa s s o c i a t e dw i t ht h ep r o d u c t i o no fs h a l eg a sb yh y d r a u l i c f r a c t u r i n gJ.E l e m e n t s,2 0 1 1,7(3):1 8 1-1 8 6.8 刘友权,陈鹏飞,吴文刚,等.加砂压裂用滑溜水返排液重复利用技术J.石油与天然气化工,2 0 1 3,4 2(5):4 9 2-4 9 5.9 何乐,王世彬,郭建春,等.高矿化度水基压裂液技术研究进展J.油田化学,2 0 1 5,3 2(4):6 2 1-6 2 7.1 0 B oC,Y u nHD,H u aS,e t a l.H y d r a u l i c f r a c t u r i n g t e c h n o l-o g yi no i la n dg a sd e v e l o p m e n tJ.A d v M a tR e s,2 0 1 4,3 2 4 6(9 6 2-9 6 5):5 6 0-5 6 3.1 1 柳慧,侯吉瑞,王宝峰.减阻水及其添加剂的研究进展及展望J.广州化工,2 0 1 2,4 0(1 1):3 5-3 7.1 2 张世岭,郭继香,杨矞琦,等.滑溜水压裂液技术的发展现状J.四川化工,2 0 1 5,1 8(4):2 1-2 4.1 3 刘福建,王立祥,杜良军,等.耐盐型悬浮分散聚合物体系的制备及在盐水基变黏滑溜水体系中的应用J.钻井液与完井液,2 0 2 1,3 8(4):5 0 4-5 0 9.1 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,2 0 1 4,3 6(1 0):1 8 2-1 8 5,1 1.12第4 0卷 第4期李楚航,等.连续混配耐盐型压裂液的性能评价 P E R F O RMA N C EE V A L U A T I O NO FC O N T I N U O U SM I X I N GS A L TR E S I S T A N TF R A C T U R I N GF L U I DL iC h u h a n g1,2,Q i a oM e n g z h a n1,2,C h e nD o n g1,2,L u oJ i a j i e1,2,M aY i n g1,2(1.T a n g s h a nJ i y o uR u i f e n gC h e m i c a lL i m i t e dC o m p a n y,T a n g s h a n0 6 3 2 0 0,H e b e i,C h i n a;2.H e b e iO i l f i e l dC h e m i c a lA g e n tT e c h n o l o g yI n n o v a t i o nC e n t e r,T a n g s h a n0 6 3 2 0 0,H e b e i,C h i n a)A b s t r a c t:A na s s o c i a t e dp o l y m e r s a l t-r e s i s t a n t i n s t a n td r a gr e d u c e r(MR F F)c o m p o s e do f s m a l lm o l e-c u l ec a t i o n i ca n t i-s w e l l i n ga g e n t(R F-0 3)a n do i l-w a t e ra m p h i w e t t i n ga g e n t(D E-0 1)w a sp r e p a r e d,a n d i t sp e r f o r m a n c e f o rh y d r o s l i d e f r a c t u r i n gw a s e v a l u a t e da t l a b o r a t o r y.T h e r e s u l t s s h o w e d t h a t t h ed i s s o l u t i o nr a t eo fMR F Fw a sv e r yf a s t,a n dt h ev i s c o s i t y i n c r e a s er a t er e a c h e d9 6.8%w i t h i n5m i n sa t 0.8%m a s s f r a c t i o n.T h ev i s c o s i t yw a s s t i l l p r e s e n t i n8.51 04m g/Lb r i n e,a n d t h ed r a g r e d u c t i o nr a t ew a s7 0.5%.T h e s l i c kw a t e r f r a c t u r i n gs y s t e mh a sg o o dc o m p a t i b i l i t ya n dm e e t s t h e r e q u i r e m e n t so f c o n t i n u o u sm i x i n g.T h r o u g hp h y s i c a lm o d e le x p e r i m e n t s,i tw a sf o u n dt h a t t h ec o r ep e r m e a b i l i t yr e c o v e r yr a t eo f t h e f r a c t u r i n g f l u i dc a nr e a c h9 0.8 5%,a n d t h e r e c o v e r yr a t e i s i n c r e a s e db y2 6.8 6%.T h es y s t e mh a s i n s t a n t s a l t t o l e r a n c ea n de n h a n c e do i l r e c o v e r y.K e yw o r d s:g l i d i n gw a t e r;d r a gr e d u c t i o na g e n t;c o n t i n u o u sm i x i n g;s a l t r e s i s t a n c e;r e c o v e r y基于星型单体与R A F T相结合的超支化聚合物的合成与评价苏雪霞1,2,王中华1,2,孙 举1,2,刘文堂1,2,刘 占1,2,徐生婧1,2,彭婉莹1,2(1.中石化石油工程钻完井液技术中心,河南 濮阳4 5 7 0 0 1;2.中石化中原石油工程有限公司钻井工程技术研究院,河南 濮阳4 5 7 0 0 1)摘要:为改变线性聚合物分子链长,高温下易剪切断链,抗温抗盐能力不足等缺点,在单体及组成一定的情况,通过改变聚合物的分子构象,采用可逆加成-断裂链转移聚合(R A F T)法,基于星型单体与R A F T相结合制备得到黏度效应低、抗温抗盐能力强的超支化聚合物E H B P S-P。性能评价结果表明,E H B P S-P抗温可达2 2 0,加入超支化聚合物的基浆在2 2 0老化后黏度降低率为6 6.7%(同组分线性聚合物黏度降低率达9 0.9 8%),淡水、盐水、复合盐水基浆中加量为1.0%(质量分数)时,可使钻井液的滤失量控制在1 0.0m L以内,优于线性聚合物,有较好持续抗温性和长效的作用周期。关键词:星型单体 可逆加成-断裂链转移聚合 超支化聚合物 抗温抗盐中图分类号:O 6 3 1.1+1 文献标识码:A D O I:1 0.2 0 0 7 5/j.c n k i.i s s n.1 0 0 3-9 3 8 4.2 0 2 3.0 4.0 0 6 随着油气田勘探开发的不断深入,深井、超深井不断增多,对水基钻井液性能提出了更高的要求,目前普遍使用的直链线性聚合物类处理剂作用周期短,抗温抗盐钙能力不足,现场通过加大维护处理频次满足现场钻井液需求,增加现场作用强度;高温深井钻井液抗温能力不足,尤其在钻遇盐膏层或碳酸盐层,钻井液流变性和滤失量难以兼顾,难以完全满足超高温、超高密度等苛刻条件下钻井液性能控制难题1-3。采用可逆-加成断裂链转移聚合(R A F T)法,基 收稿日期:2 0 2 2 1 0 2 8;修改稿收到日期:2 0 2 3 0 1 3 0作者简介:苏雪霞(1 9 8 0),女,本科,高级工程师,现在从事钻井液技术研究工作。s u x u e x i a 2 0 0 31 6 3.c o m基金项目:中石化石油工程公司项目(S G 1 9-8 3 K)22 精 细 石 油 化 工S P E C I A L I T YP E T R O CHEM I C A L S第4 0卷 第4期2 0 2 3年7月