张大年 赵崇镇 范凌霄 张锁兵 赵梦云 苏长明

(1. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2. 中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部 北京 100728；3. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 北京 100083)

海水基植物胶压裂液体系快速制备及性能评价*

张大年1赵崇镇2范凌霄3张锁兵3赵梦云3苏长明3

(1. 中国石油勘探开发研究院 北京 100083； 2. 中国石油化工股份有限公司油田勘探开发事业部 北京 100728；3. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院 北京 100083)

张大年,赵崇镇,范凌霄，等.海水基植物胶压裂液体系快速制备及性能评价[J].中国海上油气，2016,28(6)：95-98.

Zhang Danian,Zhao Chongzhen,Fan Lingxiao,et al.Rapid preparation and performance evaluation of a seawater-based vegetable gum fracturing liquid[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(6):95-98.

针对海上压裂施工利用海水在线快速混配的需求，研究了海水作为配液用水对稠化剂溶胀和交联反应的影响，研制了液体植物胶稠化剂、有机硼交联剂CYS-4，进而研制了耐温达160℃的海水基压裂液体系。实验性能评价结果表明，所研制的海水基植物胶压裂液体系具有良好的耐高温性、破胶性、抗滤失性，可满足160℃以内海水基快速配制压裂施工要求，具有良好的应用推广价值。

海水基植物胶压裂液；快速混配；性能评价

目前海上压裂施工作为防砂、增产的重要手段正在逐年增长，所采用的陆上淡水配制后再通过运输船转运到作业平台进行施工的方式成本高、周期长，且易受到自然及交通等因素制约，导致施工规模受限[1-2]。因此，立足海上平台施工设计海水基连续混配压裂液体系，可以降低成本、节约施工时间和淡水资源，实现海上油田的高效开发。

海水成分复杂，利用海水配制压裂液需要解决高矿化度引起的稠化剂增粘和海水中游离硼引起交联过度的问题。在以往有关海水基植物压裂液体系的文献中，主要针对海水高矿化度筛选螯合剂，减弱矿化度对基液增黏的影响。刘刚芝 等[1]提出了一种海水基压裂液体系，通过新型耐盐植物胶稠化剂、胶体保护剂和螯合调节剂形成120 ℃配方体系；宋爱莉 等[3]评价了现有植物胶稠化剂用海水配制压裂液基液增黏效果差，难以达到施工要求。另外，硼元素在海水中含量较高,平均含量约4.6 mg/L[4]，严重影响压裂液交联效果。笔者通过预溶胀的方式弱化高矿化度对植物压裂液基液增黏的影响，通过在基液中添加螯合剂和多元醇的方法降低海水中重金属离子和硼元素对交联的影响，并利用莱州、青岛和胜利区域海水形成耐温100～160 ℃压裂液体系，从而实现了海水连续混配，简化了海上压裂施工流程，具有较好的推广应用价值。

1 海水基植物胶压裂液体系快速制备

1.1 制备思路

在实验过程中发现矿化度影响植物胶分散和溶胀，基液配制完成后对交联性能影响较弱[5]，但现场取样海水中富含硼是影响压裂体系的关键因素。

植物胶及其衍生物(除羧甲基改性植物胶)为稠化剂的压裂液体系为碱性，并且交联体系通过提高pH值延缓有机交联剂释放速度，达到延缓交联目的[6]，进而提高体系耐温耐剪切性能。基液pH值较高将引起海水中高价离子结垢和游离态硼形成多羟离子[7]，在未加交联剂情况下形成强度低、耐温性能差的交联体系(图1)。海水中的钙、镁离子在碱性环境下形成难溶沉淀，消耗了部分羟基，加快后续添加有机交联剂释放速度,体系交联速度加快[8]。通过在海水中预先添加金属螯合剂缓解钙、镁离子影响，将交联剂中多元醇配体预先加入基液中降低多羟基硼的影响。实验室内筛选交联调控剂为乙二胺二邻苯基乙酸钠(EDDHA-2Na)和甘露醇，满足耐碱、耐温性能，达到理想效果。

1.2 实验仪器与试剂

IKA RC基本型数显磁力搅拌器；Haake RS 6000旋转流变仪，德国Haake公司生产；乌氏黏度计，上海申立玻璃仪器有限公司生产；GGS42-2A高温高压滤失仪，青岛海通达专用仪器有限公司生产；DF-101S水浴锅，金坛市医疗仪器厂生产。

干粉羟丙基胍胶(现场取样，东营大成I级羟丙基胍胶)；液体稠化剂LGC(含量40%羟丙基胍胶，自制)，密度1.21 g/cm3；耐高温有机硼交联剂CYS-4(自制)；助排挤 DL-21、碳酸钠和甲醛均为现场取样；交联调控剂EDDHA-2Na(工业级)和甘露醇(分析纯)；海水样品：莱州海水、胜利海水、青岛海水。

1.3 稠化剂和交联剂的制备

1) 稠化剂制备。海水高矿化度限制了聚丙烯酰胺类聚合物的应用，植物胶及其衍生物对矿化度不敏感，具有海水配制压裂液基液的潜力。羟丙基胍胶可以实现海水基压裂液快速配制、迅速溶胀，以白油为溶剂制备有效物含量40%液体稠化剂。用磁力搅拌器按一定质量加入干粉羟丙基胍胶；将醇类和水按1∶3比例配置成表面润湿剂，使用量10%～20%；乳化剂OP-10加量为0.1% ～ 0.2%，搅拌1h后倒入密闭广口瓶，室温静置备用。

2) 交联剂合成。按一定比例称取硼砂和水，放入装有回流冷凝的3口反应瓶中，搅拌至全溶；加入适量的甘露醇升温至65～70 ℃，用20%NaOH水溶液调节pH值为6～7，恒温搅拌1～2 h；加入一定量的助剂后恒温3～5 h，得到浅黄色透明交联剂CYS-4，密度为1.09 g/cm3。

1.4 基液配制及压裂液体系基本配方

按照石油天然气行业标准《SY/T5107—2005 水基压裂液性能评价方法》[9]进行干粉羟丙基胍胶标准配制。取500 mL海水样品加入一定量液体胍胶和助剂，用IKA RC搅拌器以800 r/min转速搅拌2 min完成海水基液制备。

海水基压裂液体系基本配方为：1.0%～1.5%LGC+0.15%甲醛+0.15%助排剂DL-12+0.05%～0.15%Na2CO3+0.3%～0.6%有机硼交联剂 CYS-4+0.05%～0.1%(EDDHA-Na+甘露醇)。

2 性能评价

2.1 基液黏度

室温条件下，利用IKA RC搅拌器以800 r/min低速搅拌2 min完成压裂液基液制备，用六速黏度计在100 r/min条件下测定黏度随时间变化，结果见表1。从表1可以看出，LGC液体稠化剂与3种海水样品制备的压裂液基液黏度在短时间内(<2 min)即可达到标准制备条件下干粉稠化剂在自来水溶胀4 h后压裂液基液黏度的80%以上，达到了快速配制的目的，可满足现场要求；而采用相同制备方法，利用干粉羟丙基胍胶与海水配制的压裂液基液溶胀慢、黏度低，未达到施工要求。

表1 低速配制压裂液基液黏度随时间变化

注：用自来水按标准制备0.4%干粉羟丙基胍胶基液的黏度为54 mPa·s(30 ℃静置4 h)。

2.2 压裂液耐高温性

以莱州海水为例，利用LGC液体稠化剂制备不同浓度的海水基压裂液基液，加入耐高温有机硼交联剂和助剂形成耐温100～160 ℃海水基植物胶压裂液体系(表2)，利用Haake RS6000流变仪测试压裂液体系性能，结果见图2。从图2可以看出，利用LGC配制的海水基植物胶压裂液体系耐高温性好，能够满足温度100～160 ℃条件下压裂施工要求。

表2 海水基植物胶压裂液体系耐高温性能

图2 海水基植物胶压裂液体系流变曲线

2.3 压裂液破胶性

水浴80 ℃和95 ℃条件下测试海水基植物胶压裂液体系破胶性能，结果见表3。从表3可以看出，不同配方在80 ℃和95 ℃条件下90 min可完全破胶，破胶液黏度小于行业标准5 mPa·s，压裂液体系破胶性能良好，破胶时间、破胶液黏度和破胶残渣满足行业标准。

表3 海水基植物胶压裂液体系高温破胶性能

2.4 压裂液抗滤失性能

压裂液滤失性能直接影响压裂施工的效率，通常滤失系数是评价压裂液效率的关键。室内利用高温高压滤失仪测定120 ℃滤失效果，得到初始滤失量Vsp=2.03×10-4m3/m2、滤失系数Cw=0.981×10-4m/min1/2、Vcm=0.356×10-4m3/(m2·min)，均低于行业标准，说明压裂液压裂过程中滤失量低，具有较好的抗滤失性。

2.5 先导试验

所研制的快速配制海水基植物胶压裂液体系已在胜利埕岛油田完成1口海上压裂防砂井的先导试验，取得了较好经济效果，为扩大海上压裂施工提供了宝贵的经验。

3 结论

1) 液体羟丙基胍胶稠化剂满足海水制备基液要求，具有快速分散、溶胀迅速的特点。

2) 所研制的海水基植物胶压裂液体系在高pH值条件下可引起海水中部分金属离子形成沉淀和游离硼多羟基化，添加螯合剂、多元醇可减弱其对交联性能的影响，体系具有良好的耐高温性、破胶性、抗滤失性，可满足160℃以内海水基快速配制压裂施工要求，具有可推广价值。

[1] 刘刚芝，王杏尊，鲍文辉，等．一种海水基压裂液体系的研究[J]．钻井液与完井液，2013,30(3)：73-75． Liu Gangzhi,Wang Xingzun,Bao Wenhui,et al.Research on seawater-based fracturing fluid technology[J].Drilling Fluid & Completion Fluid,2013,30(3):73-75.

[2] 张福铭，李学军，陈小华，等.海水基清洁压裂液体系PA-VES90的制备及性能研究[J].科学技术与工程,2012,12(8):760-764. Zhang Fuming,Li Xuejun,Chen Xiaohua,et al.Preparation and properties of seawater-based clean fracturing fluid PA—VES90[J].Science Technology and Engineering,2012,12(8):760-764.

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[8] PHILLIP C H,DIEDERIK V B.A comparison of freshwater-and seawater-based borate-crosslinked fracturing fluids[R]SPE 50777,1999.

[9] 采油采气专业标准化委员会.SY/T5107—2005 水基压裂液性能评价方法[S].北京：石油工业出版社，2005.

(编辑：孙丰成)

Rapid preparation and performance evaluation of a seawater-based vegetable gum fracturing liquid

Zhang Danian1Zhao Chongzhen2Fan Lingxiao3Zhang Suobing3Zhao Mengyun3Su Changming3

(1.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,Beijing100083,China; 2.SinopecPetroleumExplorationandProductionResearchDivision,Beijing100728,China; 3.SinopecPetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,Beijing100083,China)

According to the requirement of rapid fluid preparation with seawater for offshore fracturing, we have analyzed the influences of seawater, as the make-up water, on swelling and cross-linking reaction of thickening agents, developed a liquid vegetable gum thickening agent and an organic borate cross-linker CYS-4, and further developed a seawater-based fracturing fluid system which withstands temperatures up to 160 ℃. Evaluation results from lab experiments indicate that the seawater-based vegetable gum fracturing liquid system possesses properties of high temperature resistance, easiness in gel breaking and low filtration, hence can satisfy the operation requirement of rapid preparation of the fracturing fluid under temperatures up to 160 ℃, and has a promising dissemination potential.

seawater-based vegetable gum fracturing liquid; rapid preparation; performance evaluation

1673-1506(2016)06-0095-04

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.06.016

*“十二五”国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题“中西部地区碎屑岩储层预测、保护与改造技术 (编号：2011ZX05002-005)”部分研究成果。

张大年，男，2012年毕业于俄罗斯国立古博金石油和天然气大学油田化学专业，获博士学位，主要从事压裂酸化和提高采收率技术研究。地址：北京市海淀区20号(邮编：100083)。E-mail：zdn_bc@sohu.com。

TE357.1+2

A

2015-12-20 改回日期：2016-02-29