一种耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液性能评价.pdf

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石油与天然气化工第４５卷第６期CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS６５一种耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液性能评价乐雷秦文龙杨江西安石油大学陕西省油气田特种增产技术重点实验室摘要针对清洁压裂液的耐温性较差、滤失量过大等问题，研制了一种新型的耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液。实验结果发现，一定浓度的MWNT，能够与蠕虫状胶束形成更为紧密的拟交联三维网状结构且能明显增黏；采用流变性实验优化MWNT质量分数为０．３％，得出纳米复合清洁压裂液配－１方为３％（w）BET‐１２两性表面活性剂＋０．３％（w）MWNT。性能评价结果表明，在１７０s、１５０℃下，该压裂液黏度仍能保持在２０mPa·s以上；７０℃时滤失量相比传统清洁压裂液大大降低；剪切恢复性能良好，体系悬砂性能好，遇地层水或原油中烃类物质能自动破胶，高效且彻底，符合施工要求；对储层伤害较小，裂缝导流能力伤害率仅有８．９％。研究表明，该纳米复合清洁压裂液适合在中高温油气田推广应用。关键词MWNT两性表面活性剂清洁压裂液高温控滤失＋中图分类号：TE３５７．１２文献标志码：ADOI：１０．３９６９／j．issn．１００７‐３４２６．２０１６．０６．０１４Performanceevaluationofahightemperature‐resistant&lowdamagenano‐VESfluidsYueLei，QinWenlong，YangJiang（ProvincialKeyLaboratoryofUnusualWellStimulation，Xi’anShiyouUniversity，Xi’an７１００６５，China）Abstract：Aimingattheproblemsofcleanfracturefluidswithlowtemperature‐resistantandhighfluidloss，anovelhightemperature‐resistantandlowdamagenano‐VESfluidswasdeveloped．Theresultsshowthatthetighterthree‐dimensionalnetworkwhichformedbyMWNTandzwitterionicsurfactantBET‐１２canenhanceviscositywhentheconcentrationofMWNTisappropriate．TheaddedMWNTconcentrationfor３％BET‐１２wasoptimizedtobe０．３％byrheologicalmeasurements．Theresultsofperformanceevaluationofthenano‐VESfluidsindicateitsviscosityismorethan２０mPa·s－１at１７０sand１５０℃．Thevolumeoffluid‐lossofnano‐VESfluidsisobviouslylowerthanbasefluidsat７０℃，thesystemwithexcellentshearrestorationandproppantsuspensioncapability．Whenthenano‐VESfluidscontactwithformationwaterorhydrocarbonsubstance，thegelcanbequicklybrokendown．Thedamagerateoffractureflowedconductivityofthefluidis８．９％，showingalessformationdamagecomparedwithpolymerfluids．Researchresultshowsthatthenano‐VESfluidscanbeappliedtomiddleandhightemperaturereservoirdevelopment．Keywords：MWNT，zwitterionicsurfactant，VESfluids，hightemperature‐resistant，fluids‐losscontrol，performanceevaluation基金项目：国家自然科学基金项目“热电纳米材料与高分子材料对清洁压裂液的协同增效机理研究”（５１３０４１５９）和“黏弹性表面活性剂用于油气增产压裂液的应用基础研究”（５１１７４１６３）；陕西省自然科学基金项目“智能型纳米复合清洁压裂液的耐高温抗滤失机理研究”（２０１４JM７２５１）；西安石油大学全日制研究生创新基金项目“纳米颗粒改性黏弹性表面活性剂流变性机理研究”（２０１５cx１４０１０８）。作者简介：乐雷（１９９１－），西安石油大学油气田开发专业在读硕士研究生，从事黏弹性表面活性剂压裂液流变性方面的研究。E‐mail：７６９６０６６６２＠qq．com ６６乐雷等一种耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液性能评价２０１６传统的胍胶压裂液因其破胶不彻底，存在残渣含１４００型低温透射电镜（Cryo‐TEM），日本电子公司。量高、对储层地层伤害较大问题，限制了胍胶及系列产表1长庆油田地层水水质分析数据表［１‐３］品的应用效果。目前，清洁压裂液以其优良的性Table1AnalysisofformationwaterqualityinChangqingOilfield－１质———无残渣、摩阻低、破胶彻底、易返排，引起了国内／（mg·L）ρ矿化度／＋＋２＋２＋２＋－２－２－－（g·L－１）水型Na＋KCaMgBaClSO４CO３HCO３［４‐７］外学者的极大关注。但是，常用的阳离子表面活性８１７７６０８１８６０７７９９８３８１０４０８２５．６Na２SO４剂压裂液易吸附于岩石表面堵塞地层、改变地层润湿性，导致地层渗透率大大降低；且阳离子表面活性剂流1．2实验方法体的耐温性较差，大多不超过１２０℃，不能满足我国大（１）纳米复合黏弹性流体的配制。参照文献［１２］［８］量深井及高温井压裂的需要。相比阳离子表面活性配制３％（w）BET‐１２水溶液作为所用基液。配制纳剂流体，两性表面活性剂流体具有更好的耐温耐盐性米复合流体时，由于基液黏弹性较大，MWNT分散困［９‐１０］能。因此，如何进一步改善两性表面活性剂压裂难，需要先配制低浓度胶束溶液（０．５％（w）BET‐１２），液的抗滤失性和耐温性，是其在高温油气藏应用急需然后加入MWNT，机械搅拌２０min，继续超声波振荡解决的关键问题。研究表明，纳米材料可以与表面活２h，最后加入高浓度表面活性剂溶液，使BET‐１２质量分性剂蠕虫状胶束相互作用形成稳固的拟交联三维网状数达到３％，机械搅拌１０min，使溶液均匀，从而得到结构，不仅能够提高胶束溶液的耐温抗剪切性能，还能纳米复合黏弹性流体。样品配制好后静置至无气泡。有效解决清洁压裂液滤失量大的问题［１１‐１２］。基于此，－１（２）流变性测试。在剪切速率０．０１～１０００s条研制了一种耐高温纳米复合清洁压裂液，研究了件下，测试不同MWNT加量复合流体的稳态剪切黏MWNT与两性表面活性剂复合清洁压裂液的流变性度；动态黏弹性利用椎平板测试单元，设置角频率为和滤失性，并对其悬砂、破胶及裂缝导流能力等性能进－１０．１～１００s；耐温性评价利用高压密闭测试系统，测行了系统评价，以期为该类清洁压裂液的现场应用提－１量剪切速率为１７０s；剪切恢复性测试在恒温条件下供理论指导。－１进行，先在速率为１０s下剪切４０min，然后改变剪切－１速率为１０００s，剪切２０min，最后再改变剪切速率1实验部分－１为１０s，剪切２０min。1．1材料和仪器（３）纳米复合清洁压裂液悬砂、破胶、防滤失、裂两性表面活性剂BET‐１２为甜菜碱类表面活性缝导流能力性能评价实验参照SY／T５１０７－２００５《水剂，其中，活性物质质量分数约８０％，实验室自制；多基压裂液性能评价方法》及SY／T６３６７－２００８《压裂液壁纳米碳管MWNT（直径≤８nm，管长１０～３０μm），通用技术条件》进行，实验温度无特殊说明均为７０℃。成都中科时代纳米公司；市售煤油、柴油；去离子水；依2结果与讨论据长庆油田地层水矿化度并参照m（NaCl）∶m（CaCl２·２H２O）∶m（MgCl２·６H２O）＝７∶０．６∶０．４质量比2．1MWNT加量对基液黏弹性的影响配制标准盐水；长庆油田地层水水质分析数据见表１；图１为７０℃时、不同剪切速率对３％（w）BET‐１２支撑剂选用０．４５～０．８mm的压裂用陶粒；实验用的基液黏度的影响曲线。由图１可知，基液显示出典型－１耐高温胍胶压裂液由０．４％（w）胍胶＋０．５％（w）黏土的非牛顿流体特征。当剪切速率小于０．２５s时，基稳定剂＋０．５％（w）助排剂＋０．１％（w）交联剂＋液黏度几乎无变化，出现明显的平台值，该平台值即为０．１％（w）杀菌剂＋０．０２％（w）过硫酸铵配制而成，所基液的零剪切黏度０。０是表征静态流体内结构的用药品均来自于长庆石化有限公司；其余所用药品均重要参数，可考察无扰状态下纳米材料对蠕虫状胶束［１３］为分析纯。流体凝胶强度的影响程度。由图２可以看出，当MCR１０２流变仪，奥地利安东帕公司；GGS７１‐AMWNT质量分数为０～０．０５％时，０变化不大；当型高温高压滤失仪，青岛泰峰石油仪器有限公司；裂缝MWNT质量分数为０．１％～０．３％时，０随碳纳米管导流能力测试仪，南通仪创实验仪器有限公司；JEM‐加量不断上升，并在加量为０．３％（w）时达到最大值， 石油与天然气化工第４５卷第６期CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS６７继续增加MWNT浓度，０逐η渐降低。这是因为MWNT自身强的表面能使其吸附于胶束表面；自身所带电荷又在胶束表面形成静电屏蔽，减小了胶束之间的静电斥力，使胶束之间充分缠绕并与MWNT相互作用形成复杂的三维网状结构（如图３和图４），从而在宏观上表现出明显的增黏效果。MWNT浓度过大时，纳米材料自身的强吸附能力会使得胶束之间的静电排斥作用增强，削弱了蠕虫胶束网络结构的稳定性，造成胶［１３］束溶液黏度不增反降。由上可知，０．３％（w）MWNT对３％（w）BET‐１２的胶束性能改善效果最好，从而确定０．３％（w）MWNT＋３％（w）BET‐１２为纳米复合清洁压裂液配方。以下研究均采用此配方。图５为７０℃时纳米复合流体和基液的黏、弹性模量随角频率的变化曲线。由图５可知，两种流体的ω储能模量G曲线随角频率增大逐渐趋于平台，纳米复′合流体和基液平台值分别为２３．１Pa和１５．３Pa，损耗模量值G均保持在１～１０Pa内。可以看出，纳米复合″胶束溶液黏弹性明显好于基液。其中，弹性曲线始终高于基液，黏性曲线在低频时明显高于基液，而在高频时对基液的黏性几乎没有改变，且纳米复合流体G和G曲线的交点对应的角频率为０．６３rad／s，基液G和″G曲线的交点对应的角频率为１．０２rad／s；根据G和″G曲线的交点对应的角频率求出相应体系的松弛时间″＝１／２，则复合流体体系松弛时间０．２５s大于基液λ＝０．１６s，其弹性更好。由此表明，适量的MWNT可以明显增强VES流体的黏弹性。2．2纳米复合清洁压裂液的性能评价－１（１）耐温性评价。１７０s下，体系黏度随温度的变化规律如图６所示。由图６可见，两条曲线均随温度的升高先上升后下降，基液和纳米复合流体黏度分 ６８乐雷等一种耐高温低伤害纳米复合清洁压裂液性能评价２０１６别在６０℃和７０℃时达到最高，说明在此温度范围，表是由于纳米复合清洁压裂液中的蠕虫状胶束与纳米颗面活性剂溶液已充分形成蠕虫状胶束结构。随着温度粒之间为物理缔合交联结构，该结构能够在高剪切时继续升高，黏度随之降低。同时可以看出，纳米复合流发生断裂，低剪切条件下又恢复交联，表现出优良的剪体黏度明显高于基液，在３０～１２０℃时，其黏度均在［１４］切恢复性。该类清洁压裂液在高剪切下保持低黏１００mPa·s以上，１５０℃时约为２２mPa·s。由此可度状态，既能满足泵入及井筒内高剪切流动低摩阻的见，该纳米复合压裂液可满足中高温井压裂施工的要求。要求，又可以有效避免压裂液进入地层后剪切速率变－１（２）抗剪切性能评价。图７为１７０s、１４０℃条低后出现支撑剂沉降的问题。件下纳米复合流体黏度随剪切时间的变化情况。如图７所示，剪切１h体系黏度几乎无变化，约为４１mPa·s，表明该压裂液抗剪切性能良好，符合高温井压裂的需要。（４）滤失性评价。图９为７０℃时基液与纳米复合流体的滤失性能测试图。由图９可知，基液滤失量在短时间内快速升高至４２０mL，滤失速率高，表现出－１（３）剪切恢复性。７０℃下，剪切速率由１０s增清洁压裂液典型的全滤失特征。而纳米复合流体滤失－１－１至１０００s又降至１０s，纳米复合清洁压裂液的黏量快速到达５０mL之后，在６０min内变化缓慢，滤失度变化如图８所示。由图８可知，当体系黏度在低剪速率明显降低。说明纳米颗粒与蠕虫状胶束之间所形切速率下稳定以后，随剪切速率迅速增大至１０００成的交联网状结构能有效防止压裂液滤失进地层（如－１s，压裂液黏度快速下降，表现出剪切变稀特征。当图３和图４所示）。研究表明，这种结构会导致纳米复－１剪切速率回复至１０s，压裂液黏度也很快恢复。这合胶束流体在多孔介质表面形成滤饼，从而可以减小 石油与天然气化工第４５卷第６期CHEMICALENGINEERINGOFOIL&GAS６９［１５］滤失量，降低其对储层的伤害程度。破胶液对裂缝导流能力的伤害较小，仅有８．９％。这（５）悬砂性能。用去离子水配制基液、纳米复合是因为该压裂液破胶后黏度低且基本无残渣，其中的压裂液、胍胶压裂液，并分别加入陶粒，搅拌均匀，通过纳米颗粒细小，可随破胶液顺利返排出地层，因而表现测量３０℃和７０℃时陶粒沉降速率来评价压裂液的悬出对储层低伤害的特征。砂性能，结果如表２所示。3结论表2压裂液中陶粒沉降速率表（１）流变性测试实验结果表明，MWNT与蠕虫状Table2Descentrateofproppantinfracturingfluids沉降速率／（mm·s‐１）胶束之间能够通过吸附形成拟交联三维网状结构。在压裂液类型３０℃７０℃纳米复合清洁压裂液配方０．３％（w）MWNT＋３％基液０．０３８０．０１５（w）BET‐１２时，增黏效果最好，基液动态黏弹性也明纳米复合压裂液‐‐胍胶压裂液０．０１３０．０２４显增强。（２）性能评价实验结果表明，该纳米复合清洁压由表２可知，３０℃时基液的悬砂性差于胍胶压裂裂液能够有效地控制滤失伤害，具有良好的剪切恢复液，而７０℃时基液悬砂性则稍优于胍胶压裂液，这是性、悬砂性和破胶性，对裂缝导流能力伤害低，可用于因为基液在此温度下有更好的黏弹性。由于复合压裂中高温油藏水力压裂增产措施。液呈现黑色，则无法获得悬砂性能测试数据。参考文献（６）破胶性能。向纳米复合压裂液中加入煤油、［１］熊颖，刘友权，石晓松，等．可回收再利用的低分子胍胶压裂液技柴油和标准盐水，混合均匀后，静置于７０℃下破胶，测术研究［J］．石油与天然气化工，２０１４，４３（３）：２７９‐２８３．［２］王满学．低伤害液体胍胶压裂液LGC‐１性能研究与应用［J］．石油得该压裂液破胶后的黏度和表面张力，结果见表３。与天然气化工，２００５，（３４）１：５９‐６１．［３］张华丽，周继东，杲春，等．胍胶压裂液伤害性研究［J］．Science由表３可见，纳米复合压裂液在标准盐水或油中均能TechnologyandEngineeringSci，２０１３，２３：６８６６‐６８７１．快速破胶，且破胶液黏度均小于５mPa·s，表面张力［４］秦文龙，李冉，杨江，等．耐高温高盐黏弹性表面活性剂入井液的性能研究［J］．钻采工艺，２０１５（２）：９１‐９４．均小于２８mN／m，符合SY／T６３７６－２００８《压裂液通［５］YANGJ．Viscoelasticwormlikemicellesandtheirapplications［J］．CurrOpinColloidInterfaceSci，２００２（５）：２７６‐２８１．用技术条件》行业标准，表明该种压裂液在施工后具有［６］王中泽，黄晶，曾昊，等．一种新型清洁压裂液体系的研究及应用较好的返排能力。［J］．石油与天然气化工，２０１４，４３（６）：６３９‐６４４．［７］张文宗，庄照锋，孙良田，等．中高温清洁压裂液在卫１１‐５３井应用研究［J］．天然气工业，２００６（１１）：１１０‐１１２．表3纳米复合压裂液在不同破胶剂下的破胶情况［８］杨冠科，杨江，管保山，等．耐高温低伤害VES‐HT１０１压裂液的Table3Gel‐breakingofnano‐VESfluidswith性能［J］．油田化学，２０１４（３）：９３‐９６．differentgel‐breakers［９］夏亮亮，周明，张灵，等．两性／阴离子表面活性剂清洁压裂液性体积分数／破胶时间／黏度／表面张力／能评价［J］．油田化学，２０１５（３）：３４１‐３４４．破胶剂‐１［１０］YANGJ，YANGZH，LUYJ，etal．Rheologicalpropertiesof％h（mPa·s）（mN·m）标准盐水１０００１．０３．５８２５．９zwitterionicwormlikemicelleinpresenceofsolventsandcosurfac‐tantathightemperature［J］．JDispersonSciTechnol，２０１３，３４煤油１００．５２．２４２４．３（８）：１１２４‐１１２９．柴油１００．５２．１９２３．５［１１］YANGJ，SIXJ，RANL，etal．Advancesofnanotechnologiesinoilandgasindustries［J］．EnergyExploration&Exploitation，２０１５（５）：６３９‐６５７．（７）裂缝导流能力。胍胶压裂液和纳米复合压裂［１２］杨江，秦文龙，陈军斌，等．纳米材料在非常规油气开发中复变液破胶液的裂缝导流能力测试实验结果如表４所示。流体的应用［J］．应用化工，２０１３（４）：７１７‐７１９．［１３］罗明良，贾自龙，孙厚台，等．纳米TiO２改性MES黏弹性胶束从表４可看出，相比传统胍胶压裂液，纳米复合压裂液溶液的性能［J］．石油学报（石油加工），２０１２（３）：４５６‐４６２．［１４］HUANGT，CREWSJB．Nanotechnologyapplicationinvis‐表4裂缝导流能力评价参考数据cooelasticsurfactantstimulationfluids．SPEeuropeanformationTable4Evaluationdataoffractureconductivitydamageconference，Scheveningen．SPE１０７７２８．［１５］HUANGT，CREWSJB，AGRAWALG．Nanoparticlepseud‐渗透率／缝宽／导流能力／导流能力压裂液类型２２ocrosslinkedmicellarfluids：optimalsolutionforfluid‐losscontrolμmmmμm·mm伤害率／％withinternalbreaking，SPEinternationalsymposiumandexhibi‐纳米复合压裂液１４９．３２２．３６１３５２．５８．９tiononformationdamagecontrolconference，（Lafayette，Louisi‐胍胶压裂液５９．４５２．３３２１３８．６６４．２ana，２０１０），SPE１２８０６７．*裂缝装置闭合压力３９MPa，标准盐水测得导流能力为２３８６．９２μm·mm。收稿日期：２０１６‐０７‐２１；编辑：冯学军