BCG-1深井加重清洁压裂液体系

刘通义，陈江明，赵众从，于　毅，林　波

（1.西南石油大学化学化工学院，成都610500；2.成都佰椿石油科技有限公司，成都610500）

BCG-1深井加重清洁压裂液体系

刘通义1，2，陈江明1，赵众从2，于毅1，林波2

（1.西南石油大学化学化工学院，成都610500；2.成都佰椿石油科技有限公司，成都610500）

刘通义等.BCG-1深井加重清洁压裂液体系[J].钻井液与完井液，2016，33（2）：122-126.

对于埋藏深、低渗透和温度高的储层进行压裂改造施工时，抗高温硼交联改性瓜胶压裂液体系存在摩阻高、残渣不能消除的问题。在实验室中合成了一种具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子功能单体为主链的聚合物压裂液稠化剂，通过对添加剂进行优选，形成了一种BCG-1加重清洁压裂液体系。室内实验结果表明：BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性，在160 ℃、170 s-1条件下剪切120 min，压裂液黏度保持在57 mPa·s以上，且该压裂液配方实验重复性好。用自行设计并研制的多功能流动回路摩阻测试仪对BCG-1加重压裂液进行摩阻测试，实验采用8 mm测试管径，测试数据显示，体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性；NaNO3加重剂对该体系摩阻性能基本无影响；体系破胶性能好，破胶液黏度小于21 mPa·s，残渣含量小于5 mg/L，具备清洁压裂液的特性。

清洁压裂液；稠化剂；聚合物；摩阻；残渣

0　引言

针对开发的深井、超深井储层的压裂改造，压裂液体系及配套技术是关键[1-2]。目前国内外研究使用的多为硼交联改性瓜胶压裂液体系，抗温能力主要在150 ℃左右[3]，其中，研究的一种由耐高温改性瓜胶、有机硼锆交联剂和温度稳定剂形成的超高温压裂液体系[4]抗温能力达到了200 ℃。但是改性瓜胶压裂液体系仍然存在摩阻高、残渣很难再降低的问题[5-6]。在采用小尺寸管柱进行深井压裂施工时，高摩阻的瓜胶压裂液造成地面管汇和井口压力过高，有的甚至超过设备的承载能力而无法施工[7-8]。2002年，国外首次报道了通过压裂液加重技术，增加井筒液柱压力，从而降低地面施工泵压的专利报道[9]。虽然黏弹性表面活性剂（VES）压裂液显著降低了摩阻，且具有无残渣特性，但其耐温性不理想（小于120 ℃）[10-11]。

深井、超深井压裂研究面临的3大难题：设备承载能力有限，必将要求压裂液体系具有低摩阻特性；深井、超深井温度高，要求压裂液具有良好的抗高温能力；压裂液对储层伤害低。

为此，笔者所在的课题组提出了一种低成本加重清洁压裂液体系，该体系是溶质通过非共价键（疏水缔合效应、电荷效应、氢键等）发生相互作用，形成的一种分子间可逆聚集体空间网状结构[12-13]，作为压裂液具有低摩阻、抗温抗剪切、无残渣等特性，是解决深井压裂施工中地面管汇和井口压力过高，同时对高温储层无伤害的一种新的有效途径。

1　实验部分

1.1试剂与仪器

1） 试剂。丙烯酸、丙烯酰胺、阳离子不饱和单体、阴离子不饱和单体，工业级，四川光亚聚合物化工有限公司。十二烷基苯磺酸钠、氢氧化钠、过硫酸铵-亚硫酸氢钠，过硫酸铵，分析纯，四川科龙试剂厂。黏度增效剂B-55，阴离子表面活性剂，无色或浅黄色透明液体；高温稳定剂B-13，一种还原剂，透明或浅黄色液体；胶囊破胶剂BCG-10，白色或微黄色颗粒，均为成都佰椿石油科技有限公司产品。交联剂TCL-1，一种有机钛交联剂，浅黄色液体，河南新乡有机化工厂。稠化剂HPG，羟丙基瓜胶，黄色固体粉末，胜利油田。

2）仪器。RS6000高温流变仪，德国Haake公司；ZNN-D6S型六速旋转黏度计，青岛海通达专用仪器厂；HG-9030A型电热恒温干燥箱，上海鸿都电子科技有限公司。自制一种多功能流动回路摩阻测试装置（见图1）。该系统由螺杆泵、电磁流量计、压力变速器、数据采集系统、不同直径的测试管路（6、8、12 mm）等构成。

1.2实验方法

1.2.1稠化剂合成

以丙烯酸、丙烯酰胺、阳离子不饱和单体、阴离子不饱和单体等为主要聚合单体，以十二烷基苯磺酸钠为乳化剂，用NaOH调节pH值为8～9，以过硫酸铵-亚硫酸氢钠为引发剂，在40～45 ℃下反应4～6 h后，再在90 ℃下水解5 h，得到胶体状产物，对胶体进行造粒、干燥、粉碎，即得具有一定水解度的以丙烯酰胺和离子型功能单体为主链的聚合物BCG-1。

图1　多功能流动回路摩阻测试系统

1.2.2压裂液的制备

按配方的比例量取所需要的配液水，倒入Warring搅拌器中，调节搅拌器转速至液体形成的漩涡可以见到搅拌器浆叶的中轴顶端为止，先将金属离子螯合剂BCG-5和温度稳定剂B-13加入到溶液中搅拌均匀，再缓慢加入BCG-1，加入时避免形成鱼眼，并时刻调整转速以保证达到漩涡状态，待形成均匀的溶液后停止搅拌，倒入烧杯中备用，即为压裂液基液。测试流变性能时，按配方比例向基液中加入黏度增效剂B-55；现场施工时，按比例在混砂车上添加黏度增效剂B-55和破胶剂BCG-10。

1.3性能测试

1）参照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、破胶性能及残渣含量。

2） 流动回路摩阻测试。连接好线路和测试管路，将配制好的测试液体 （10 L左右）装入循环罐中；调整好阀门的开关后，通电开启变频调速器，按设计的频率由小到大或者由大到小逐点调节频率，使泵在所调的频率下运转；在不同的频率对应点上，测量被测液体流经测试管路时的进口压力和出口压力，进出口压力之差即是被检测的液体流经测试管时的摩阻损失值（所有数据均由计算机采集）；测试完后，放出废液，清洗管线准备第2次实验。

2　结果与讨论

2.1压裂液配方的优选

2.1.1稠化剂BCG-1

在稠化剂BCG-1分子链段上引入了离子型疏水基团，在疏水作用和静电斥力的叠加效应下，聚合物有很强的增黏作用，具有抗盐增黏的特性，同时引入的刚性基团显著地提高了BCG-1在盐水中的抗温性。图2是采用ZNN-D6S型六速旋转黏度计，在100 r/min（170 s-1）下，测量出的不同BCG-1浓度溶液的表观黏度。从图2可以看出，溶液表观黏度随BCG-1浓度增大而增大，在常温下，0.4%BCG-1溶液的表观黏度即可达到75.0 mPa·s （170 s-1），具有较强的增黏能力。

图2　稠化剂黏度随其浓度的变化关系

2.1.2黏度增效剂B-55

溶液中B-55黏度增效剂在BCG-1稠化剂疏水链形成的疏水微区参与缔合，代替了稠化剂亲水链保护疏水微区，使亲水链由高度卷曲变得较为伸展，形成可逆网状结构的冻胶，从而显著提高压裂液的表观黏度和结构强度[14]，如表1所示。从表1可以看出，B-55加量为0.3%时，BCG-1压裂液的表观黏度达到最大值（195 mPa·s）。

表1　B-55对0.6%BCG-1压裂液黏度的影响

B-55加入前后BCG-1溶液显微结构见图3。从图3可以看出，BCG-1溶液支撑网络结构的骨架很细小，分子链间的空洞尺寸变化较大；而加入B-55后，支撑网络结构的骨架变粗，网络结构变强，可见B-55能显著增强溶液的空间结构，提高体系性能。

图3　B-55加入前后BCG-1溶液显微结构（×5 000倍）

2.1.3体系增效剂ZJFA-1

由于稠化剂BCG-1具有很强的增黏能力，加量为0.6%时，溶液表观黏度达到152 mPa·s。为了降低溶液的初始黏度，提高泵注效果，加入体系增效剂ZJFA-1。ZJFA-1的加入减弱了体系中氢键间的相互作用，使结构强度下降，从而提高了液体的可泵注性，并且在地层高温条件下ZJFA-1分解，对体系携砂性能不造成影响。用ZNN-D6S型六速旋转黏度计测试了不同加量ZJFA-1下压裂液黏度随时间的变化情况，结果见表2。从表2可知，ZJFA-1的加入可以降低基液的表观黏度，当加量为0.3%时，基液表观黏度不再下降，但还维持在60以上。

表2　ZJFA-1加量对0.6%BCG-1压裂液黏度的影响

2.1.4加重剂

常用加重剂有NaCl、KCl、NaBr、KBr、NaNO3和KNO3。通过对不同加重剂进行筛选得出，NaNO3具有和BCG-1配伍、价格低廉、溶解速度快等优势，从而选择NaNO3作为加重剂。测定在0.6%BCG-1压裂液中加入不同质量浓度NaNO3对压裂液密度影响的实验数据，并拟合作图，结果见图4。从图4可以看出，通过调整硝酸钠用量，可将压裂液的密度提高到1.20 g/cm3以上。

图4　压裂液密度与硝酸钠用量关系曲线

2.1.5压裂液配方确定

通过对压裂液稠化剂、黏度增效剂、体系增效剂、加重剂等关键添加剂用量的优化，确定了耐温能力达到160 ℃的深井压裂液体系配方如下。

0.6%BCG-1+0.3%B-55+0.3%ZJFA-1+ NaNO3+0.1%B-13+（0.02%～0.05%）BCG-10（密度加重到1.3 g/cm3）

2.2压裂液性能评价

2.2.1耐温耐剪切性

分别在塔里木油田二勘检测中心酸化压裂实验室和成都佰椿科技有限公司综合实验室，用RS6000型高温高压流变仪在170 s-1、160 ℃下，对该压裂液配方（不加BCG-10破胶剂）进行耐温耐剪切性能测试，结果见图5。

图5　0.6% BCG-1压裂液的耐温耐剪切性能

从图5可以看出，2条黏度曲线在升温过程中，压裂液表观黏度均随温度升高而降低；达到一定温度后，体系表观黏度上升；当温度稳定后，表观黏度不随时间改变，而是保持在一个相对平稳的数值范围，该体系在2个实验室、170 s-1、160 ℃下剪切120 min后的黏度均能维持在57 mPa·s以上，液体性能稳定且该压裂液配方实验重复性好。

2.2.2摩阻性能

用实验室自制多功能流动回路测试仪器分别测试了清水、0.6%BCG-1基液、0.6%BCG-1压裂液、0.6%BCG-1加重压裂液（上述配方配制）和0.5%HPG加重压裂液（0.5%HPG+0.3%TC2-1交联剂+1%KCl）的摩阻性能，采用0.8 mm测试管径，结果如图6所示。从图6可以看出，不同排量下，其它几种液体摩阻均比清水低；其中BCG-1压裂液的摩阻要明显低于BCG-1基液，这说明ZJFA-1体系增效剂有效地降低了BCG-1基液摩阻；加重的BCG-1压裂液比未加重的BCG-1压裂液摩阻略高，说明NaNO3加重剂对BCG-1压裂液体系摩阻性能基本无影响。另外，BCG-1加重压裂液降阻性能要明显优于HPG加重压裂液。

图6　0.6% BCG-1加重压裂液和几种液体摩阻曲线对比图

2.2.3破胶及残渣含量

按照上述配方配制BCG-1加重压裂液，压裂液在140 ℃下破胶，结果见表3。由表3可见，在地层温度下，4 h内压裂液能完全破胶，破胶液清澈透明，黏度低并且表面张力很低（21 mN/m以下），有利于破胶液的快速返排；测得破胶液的残渣含量在5 mg/L以下，能显著降低残渣带来的伤害。

表3　BCG-1压裂液破胶测试结果

3　结论

1.一定条件下，以丙烯酰胺为主、其他功能单体为辅，采用自由基共聚合成的BCG-1聚合物，可用于作为深井加重压裂液的稠化剂。其中，确定的体系可将液体的密度加重至1.3 g/cm3。

2. BCG-1加重压裂液体系具有良好的耐温耐剪切性，在160 ℃、170 s-1条件下剪切120 min，液体黏度能维持在57 mPa·s以上，且该压裂配方实验重复性好。

3.摩阻数据显示，体系增效剂ZJFA-1具有很好的降低BCG-1压裂液体系摩阻的特性；BCG-1压裂液体系可采用NaNO3作为加重剂。

4.BCG-1压裂液破胶液黏度小于21 mPa·s，残渣含量小于5 mg/L，在满足压裂施工要求的同时，大幅降低了压裂液对储层的伤害。

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Weighted Clean Fracturing Fluid for Deep Well Stimulation

LIU Tongyi1,2, CHEN Jiangming1, ZHAO Zhongcong2, YU Yi1, LIN Bo2
(1. College of Chemistry and Chemical Engineering, Chengdu, Sichuan 610500, China; 2. Chengdu Baichun Petroleum Scientec Company Ltd., Chengdu, Sichuan 610500, China)

High temperature borate cross-linked guar gum fracturing fluids have long been used in fracturing deep， low permeability and high temperature reservoirs. High friction and the difficult-to remove residues of the fracturing fluids are two problems that have to be faced with in the fracturing jobs. A thickening agent， with acryl amide and ionic functioning groups as the molecular backbone，is developed for use in fracturing fluid. It has a certain degree of hydrolysis. A weighted clean fracturing fluid， BCG-1， has been formulated using this thickening agent and other additives carefully selected. In laboratory experiments， BCG-1 demonstrated good high temperature and shear resistance performance. The viscosity of BCG-1 maintained at 57 mPa·s or higherafter shearing 120 min at 160 ℃ and 170 s-1， and good repeatability of the experiments can be obtained. Friction test on 8 mm flow tubes reveals that ZJFA-1，an extender for the fracturing fluid， greatly reduces the friction of BCG-1. NaNO3as a weighting agent has almost no effect on the friction of BCG-1. BCG-1， after gel-breaking， has a viscosity less than 21 mPa·s, and residue content less than 5 mg/L, characteristic of clean fracturing fluid.

Clean Fracturing Fluid; Thickener; Polymer; Friction; Residue

TE357.12

A

1001-5620（2016）02-0122-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.026

刘通义，高级工程师，研究生导师，1964年生，毕业于西南石油大学应用化学专业，现主要从事油田化学剂研究、储层改造等工作。电话18382497443；E-mail：429635312@qq.com。

（2016-1-20；HGF=1601N1；编辑王小娜）