耐高温低碳烃无水压裂液室内研究

王满学,何 静,王永炜

(1.西安石油大学化学化工学院，陕西西安 710065；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075)

◀油气开发▶

耐高温低碳烃无水压裂液室内研究

王满学1,何 静2,王永炜2

(1.西安石油大学化学化工学院，陕西西安 710065；2.陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710075)

针对目前国内低碳烃无水压裂液耐温能力差的问题，用戊烷、磷酸酯胶凝剂LPEA-1和黏度促进剂FS-1配制了耐高温低碳链烃无水压裂液(戊烷基Frac-H压裂液)，并对其性能进行了初步评价。通过室内试验研究，确定戊烷基Frac-H压裂液的基本配方为95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1，按此配制的压裂液在180 s后黏度达到最大；在温度为130 ℃、剪切速率为170 s-1条件下连续剪切120 min后的黏度大于50 mPa·s；破胶时不需加入破胶剂，且破胶液无残渣；戊烷基Frac-H压裂液对页岩储层的伤害稍大于致密性储层，但显著低于水基压裂液对页岩岩心的伤害。研究结果表明，用戊烷、磷酸酯和黏度促进剂配制的戊烷基Frac-H压裂液，可以满足非常规储层高温油气井压裂施工对压裂液性能的要求。

高温；低碳烃；戊烷；磷酸酯；表面活性剂；黏度促进剂；无水压裂液

压裂是非常规油气开发的主要措施之一[1]。由于非常规油气储层物性较差，渗透率和孔隙度较低，使用传统的水基压裂液容易造成水相圈闭等伤害，不利于压裂后稳产增产，更重要的是这种“万方液千方砂”式的大型压裂会消耗大量淡水资源，产出的废液也容易对环境造成污染。为解决上述问题，前人提出以低碳链烃类物质取代水制备无水压裂液，且该技术目前已成为研究的热点，侯向前等人[2]研究了适用于非常规油气储层的低碳烃无水压裂液，配制了以煤油、正己烷和正辛烷为基液的LPG压裂液，该压裂液在90 ℃时的黏度为41.38 mPa·s；赵金洲等人[3]研制了以己烷和戊烷为基液的无水压裂液，该无水压裂液在60 ℃下连续剪切90 min后的黏度为102.2 mPa·s。但是，耐温90 ℃以上的无水压裂液目前在国内尚未见报道，而耐温能力差是低碳烃无水压裂液的重要技术问题。为此，笔者以戊烷为基液，采用自主研发的胶凝剂LPEA-1和黏度促进剂FS-1配制了一种耐高温低碳链烃无水压裂液(简称戊烷基Frac-H压裂液)，并对该压裂液的抗剪切、耐温和破胶性能及岩心伤害性进行了室内评价。

1 戊烷基Frac-H压裂液的配制

1.1 仪器和试剂

仪器：Haake Rv30型旋转黏度计D100/300高温高压密闭系统，HC-200型高温高压岩心评价仪， BS224S型电子天平。

试剂：二烷基磷酸酯LPEA-1，35 ℃下为淡黄色液体，酸值192～206 mgKOH/g，有效含量80%；黏度促进剂FS-1，棕黄色液体，密度为1.00～1.05 g/cm3；化学级戊烷。

1.2 试剂性能分析

胶凝剂LPEA-1是一种二烷基磷酸酯盐，其中烷基的碳链在C4—C18之间，属油溶性低相对分子质量表面活性剂，自身黏度很低，但将其与丙烷、戊烷等烃类物质混合会形成相互缠绕的棒状胶束，使混合液增稠。

黏度促进剂FS-1是由有机酸和金属离子络合后得到的三价金属盐。通过改变成胶环境，FS-1可促进多价金属离子(如Al3+、Cr3+等)与LPEA-1进一步络合[4-6]，使基液快速增稠并形成更加致密的三维网状结构，从而提高所配制压裂液的耐温性和抗剪切性，其成胶机理可表示为：

(1)

1.3 压裂液的制备

配制Frac-H压裂液的基液是低碳链的烃类物质，如丙烷、戊烷或其混合物等。笔者选用化学级戊烷配制戊烷基Frac-H压裂液。

将一定质量的基液(戊烷)加入到烧杯中，然后在搅拌情况下按比例加入一定量的LPEA-1和FS-1，配制得到戊烷基Frac-H压裂液。为了确定具有最优性能的Frac-H压裂液配方，在LPEA-1加量为2.0%时，考察了FS-1加量对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响及时间对该压裂液黏度的影响，试验结果分别如图1、图2所示。

从图1可以看出：随着FS-1加量增大，戊烷基Frac-H压裂液的黏度呈现先升高后降低的趋势。FS-1和LPEA-1的质量比小于1.0∶1.1时，随着FS-1加量增大，压裂液的黏度升高；FS-1和LPEA-1的质量比等于1.0∶1.1时，压裂液的黏度达到最高；FS-1和LPEA-1的质量比大于

图1 FS-1加量对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响Fig.1 The effect of FS-1 content on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

1.0∶1.1时，压裂液的黏度随FS-1加量增大而降低。从图2可以看出：随着时间增长，戊烷基Frac-H压裂液的黏度先快速升高后慢速升高，180s时黏度升至最高，并随时间增长不再有明显变化。

通过上述室内试验，确定戊烷基Frac-H压裂液的最优配方为95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1(配方中的加量均为质量分数)。

图2 时间对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响Fig.2 The effect of time on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

2 戊烷基Frac-H压裂液性能评价

根据石油与天然气行业标准《水基压裂液性能评价推荐作法》(SY/T5107—2005)评价Frac-H压裂液的耐温性、抗剪切性、破胶性及对岩心的伤害性。因为戊烷在常温和常压下处于液体状态，而在高温下极易挥发，因此采用HaakeRv30型旋转黏度计的D100/300高温高压密闭系统(测试系统)测试戊烷基Frac-H压裂液的性能，测试步骤为：1)将制备好的压裂液快速装入D100/300样品桶中，再装入转子；2)样品桶装好密封盖并上紧螺丝，多余的压裂液从溢流管流出，然后关闭溢流管阀门；3)将测试系统安装在样品桶上，调整水平后对戊烷基Frac-H压裂液进行测试；4)测试完毕后，启动冷却系统给样品桶降温，待降至室温时开启减压阀，然后打开密封盖清洗仪器，测试完成。为确保安全，整个试验在密闭、通风良好的环境中进行。

2.1 耐高温性能

戊烷基Frac-H压裂液的黏弹性较好，当试验温度低于95 ℃时，测试中仪器出现超载现象。为了避免超载，采用阶梯式升温剪切的方法测试压裂液的耐温性能。具体方法是：先将样品加热至95 ℃，恒温20min左右，然后继续升温至100 ℃，在剪切速率170s-1条件下剪切20min，直至温度达到130 ℃为止。温度对戊烷基Frac-H压裂液黏度影响的试验结果如图3所示。

从图3可以看出：随着温度升高，戊烷基Frac-H压裂液的黏度降低；约50min内试验温度从95 ℃升至130 ℃，戊烷基Frac-H压裂液黏度由约600mPa·s降至90mPa·s左右，满足黏度大于50mPa·s的要求。由此可见：戊烷基Frac-H压裂液的使用温度可达到130 ℃以上，具有良好的抗温性能。

图3 温度对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响Fig.3 The effect of temperature on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

2.2 抗剪切性能

在温度130 ℃、剪切速率170s-1条件下，对戊烷基Frac-H压裂液进行了抗剪切性能试验，结果如图4所示。

图4 剪切时间对戊烷基Frac-H压裂液黏度的影响Fig.4 The effect of shearing time on the viscosity of pentane-based Frac-H fracturing fluid

从图4可以看出: 戊烷基Frac-H压裂液在130 ℃、170s-1条件下连续剪切120min后的黏度仍然大于50mPa·s，说明该压裂液在高温下具有良好的抗剪切性能。

2.3 破胶性能

在30和90 ℃条件下，进行戊烷基Frac-H压裂液破胶试验，考察破胶剂醋酸钠加量对戊烷基Frac-H压裂液破胶(破胶液黏度2mPa·s)时间的影响，结果见表1。

由表1可知：戊烷基Frac-H压裂液的破胶时间随着破胶剂加量增大而缩短；破胶剂加量相同时，破胶时间随着温度升高而缩短。

表1 戊烷基Frac-H压裂液破胶性能试验结果

Table 1 Gel-breaking performances of pentane-based Frac-H fracturing fluid

破胶剂加量，%不同温度下的破胶时间/h30℃90℃0未破胶未破胶0212040056025084010

在上述试验中，当戊烷基Frac-H压裂液加热至45 ℃时，很快由胶状体蒸发成一小块膏状物，这是由低碳链烷烃的物理化学性质决定的，短碳链戊烷的沸点为36.1 ℃，当加热至45 ℃时，压裂液由液体转化成易挥发性气体。因此，在高温环境下，戊烷基Frac-H压裂液可以不需要外加破胶剂就能实现自动破胶。压裂液挥发后剩余0.3%～0.5%残留物，经红外光谱进行定性分析发现：残留物为胶凝剂(烷基磷酸酯铝混合物)，这种物质遇到有机物质(如柴油、苯等)后会很快溶解，几乎没有残渣。

2.4 岩心伤害性

取苏里格气田某储层的岩心和延长油田长7段岩心，进行戊烷基Frac-H压裂液对岩心的伤害率试验，结果见表2。

表2 戊烷基Frac-H压裂液对岩心的伤害率

Table 2 Core damage induced from pentane-based Frac-H fracturing fluid

储层类型孔隙度，%初始渗透率/mD恢复渗透率/mD伤害率，%试验温度/℃苏里格气田108943600412005525122456200536004625延长油田19000040000361002524100047000418925

由表2可知，戊烷基Frac-H压裂液对岩心渗透率为4.36～5.62 mD的苏里格气田致密储层岩心的平均伤害率为5.1%，对渗透率为0.004 0～0.004 7 mD的延长油田长7段页岩岩心的平均伤害率为9.5%。可见,戊烷基Frac-H压裂液对页岩储层的伤害稍大于致密性储层，但显著低于水基压裂液对页岩岩心的伤害。

3 结论与建议

1) 戊烷基Frac-H压裂液具有制备简单、成胶速度快的特点，能一步成胶且在180 s内黏度达到最大。

2) 以95.8%戊烷+2.0%LPEA-1+2.2%FS-1为配方制备的Frac-H压裂液，耐温能力与目前报道的低碳烃无水压裂液相比提高了40 ℃，能满足高温储层对无水压裂液的性能要求。

3) 戊烷基Frac-H压裂液的抗剪切性能好，在温度130 ℃、剪切速率170 s-1条件下连续剪切120 min后，压裂液的黏度依然大于50 mPa·s。

4) 戊烷基Frac-H压裂液可实现自动破胶，且破胶液无残渣，对岩心的伤害小；其对页岩储层的伤害稍大于致密性储层，但显著低于水基压裂液对页岩储层的伤害。

5) 建议开展戊烷基Frac-H压裂液的现场应用研究，以实现理论研究成果向现场实践的转化，从而达到解决实际压裂问题、提高压裂效果的目的。

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[编辑 令文学]

Experimental Research on Performances of Hydrocarbon-Based Heat-Resistance Low-Carbon Fracturing Fluid

WANG Manxue1,HE Jing2,WANG Yongwei2

(1.CollegeofChermistry&ChemicalEngineering,Xi’anShiyouUniversity,Xi’an,Shaanxi,710065,China; 2.ResearchInstituteofExplorationandDevelopment,YanchangOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi,710075,China)

Conventional water-free fracturing fluid can characterized by poor heat-resistance.Under such circumstances,water-free fracturing fluids based on low-carbon chain hydrocarbon pentane,phosphate surfactant (LPEA-1) and viscosity promoter (FS-1) were developed with desirable heat-resistant performances.In the concerned study,the properties of the fracturing fluid Frac-H were evaluated.The viscosity of the fracturing fluids is higher than 50 mPa·s after a continuous shearing of 120 min under temperature 130 ℃ and a shearing rate of 170 s-1and it may have maximum viscosity after 180 s.No gel breaker is required during gel breaking processes.In addition,no residue was found in the fluids after gel breaking.The pentane-based Frac-H fracturing fluid may cause slightly higher damage to shale formations than to tight formations,but they are much less than those induced by water-based fracturing fluids.Research results showed that the pentane-based Frac-H fracturing fluid with pentane,phosphate surfactant and viscosity promoter can effectively meet the performance requirements towards frac fluid in unconventional reservoirs fracturing treatment.

high temperature; low-carbon hydrocarbon; pentane; organic phosphate; surfactant; viscosity promoter; water-free fracturing fluid

2016-12-19；改回日期：2017-06-16。

王满学(1965─)，男，陕西眉县人，1992年毕业于西安工业大学化学专业，正高级工程师，主要从事储层保护和压裂液技术等方面的研究工作。E-mail:1479736223@qq.com。

10.11911/syztjs.201704016

TE357.3

A

1001-0890(2017)04-0093-04