ys-1低温破胶助剂HPG压裂液体系的研究
Outline:
1. 新疆油田公司采油工艺研究院;
2. 新疆油田公司勘探开发研究院
收稿日期：2010-06-02；修回日期：2010-07-02
作者简介：王佳:生于1982年，男，2008年毕业于西南石油大学应用化学专业，获工学硕士学位，工程师，现主要从事油田化学品的研究工作。地址(834000)：新疆维吾尔族自治区克拉玛依区新疆油田公司采油工艺研究院.
摘要：室内研制出一种新型ys-1低温破胶助剂，研究了该低温破胶助剂对压裂液性能的影响。结果表明：在破胶助剂ys-1/APS破胶体系的作用下，能使有机硼作交联剂的HPG压裂液在低温(15℃~30℃)条件下彻底破胶水化, 该破胶助剂稳定性好、应用简便、用量少且成本低廉，具有现场推广使用价值。
关键词：水基压裂液 低温破胶 破胶剂 破胶助剂
Study of the Low Temperature Breaker-Activating Agent ys-1 for HPG Fracturing Fluid System
Outline:
Wang Jia
,
Yi Baoan
,
Yuan Wenyi
, et al
Research Institute of Oil and Gas Production, Xinjiang Oilfield Company, PetroChina, Kelamayi 834000
Abstract: A new type of low temperature breaker-activating agent, ys-1, was developed in lab for HPG fracturing fluid, and the influence of breaker-activating agent on the fracturing fluid was researched. The results show that the cross-linked HPG fracturing fluid by organic boron can be completely destroyed by ys-1/APS at low temperature(15℃~30℃). The breaker-activating agent has the advantages of good stability, convenient application, less dosage and low cost.
Key words:
water-based fracturing fluid gel-breaking at low temperature gel breaker breaker-activating agent
在较低温度(＜50℃)下单依靠过硫酸铵(APS)难使有机硼交联的胍胶压裂液彻底破胶水化[1-2]。新疆油田过去常采用APS/过硫酸钠复配的破胶体系和APS/胶囊破胶剂体系来解决胍胶压裂液低温破胶问题。APS/过硫酸钠复配的破胶体系虽能使压裂液在低温下破胶彻底，但过硫酸铵及过硫酸钠加量大，成本高，同时APS加量过大，可能会导致压裂液粘度过低，从而影响压裂液携砂性能，施工安全性差；胶囊破胶剂在地层闭合时通过渗透和挤裂囊衣有效释放过硫酸盐类破胶剂，但过硫酸盐在低温条件下难以分离出使压裂液冻胶破胶水化所需的足够的游离氧[3-4]，为了能满足施工达到快速破胶的目的，需要追加大量的胶囊破胶剂，成本高。
近年来，新疆油田采用了激活剂T/APS低温破胶体系[5]，虽取得了良好的破胶效果及经济效益，但所使用的低温激活剂T具有强烈刺激性气味，存在对地层伤害大, 水溶解性差，易被氧化、见光分解，稳定性差，成本高等缺点，已不能满足当前油田生产的需要，因此研发了一种新的低温破胶助剂ys-1。该剂的作用机理与激活剂T相同，性能接近，但无毒性，成本低。
1 材料及方法
1.1 试验材料
羟丙基胍胶HPG(二级，中国石油物资昆山公司)、有机硼交联剂YGB(新疆油田公司采油工艺研究院中试厂制)、KCl(工业一级品，俄罗斯产)、杀菌剂KNF(工业品)、pH调节剂(工业品)、APS(工业品)、低温破胶助剂ys-1(实验室自制)。
1.2 试验方法
1.2.1 压裂液的配备
在一定量的水中按质量比加入KCl、HPG、KNF及pH值调节剂等，搅拌5min形成均匀的溶液即为基液；交联液为一定质量比例的YGB、不同种类破胶剂及破胶助剂的混合物溶液；基液和交联液按体积比10:1，混合搅拌1 min~2 min即可形成水基冻胶压裂液。
1.2.2 破胶性能的测定
将压裂液装入广口瓶中，置于一定温度下的恒温水浴中，定时观察其静态破胶情况。用乌氏毛细管粘度计测定压裂液在不同时间的粘度，当破胶液粘度小于5 mPa·s时视为破胶。
1.2.3 压裂液性能的测定
依据行业标准SY/T 5107-2005 《水基压裂液性能评价方法》的相关规定对压裂液冻胶的性能进行测定。
2 破胶助剂ys-1性能分析
2.1 破胶助剂对基液及交联性能的影响
破胶助剂主要影响基液的性能，包括基液的粘度及pH值等，从而导致交联性能的变化，本实验考察了不同浓度的破胶助剂对基液性能及交联性能的影响。
2.2.1 对基液性能的影响
在基液中添加不同浓度的破胶助剂ys-1，观察有无水不溶物产生，并用pH计测其pH值，采用RV—20流变仪在室温、170 s-1剪切速率下测基液粘度。基液组成：0.45%HPG+ pH值调节剂+0.04%KNF+破胶助剂ys-1。实验结果见表 1。
表 1
表 1 不同浓度的破胶助剂ys-1对基液性能的影响
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表 1 不同浓度的破胶助剂ys-1对基液性能的影响
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从表 1可知，随着破胶助剂ys-1浓度的增加，基液的粘度及pH值都逐渐降低，无水不溶物产生。
2.2.2 对交联性能的影响
实验测定了不同破胶助剂浓度下的基液与交联剂形成冻胶的交联性能，其结果见表 2。表 2中基液配方同表 1，交联液为2%YGB。
表 2
表 2 不同浓度的破胶助剂ys-1对交联性能的影响
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表 2 不同浓度的破胶助剂ys-1对交联性能的影响
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由表 2可知，不同浓度的破胶助剂ys-1对交联性能有影响。随着破胶助剂浓度的增加，交联时间延长，交联性能变差；当破胶助剂浓度增加至0.020%后，难以形成可挑挂的冻胶，甚至不能交联。
2.2.3 基液pH值的影响
在基液中加入不同浓度的破胶助剂ys-1后，使用pH调节剂调节基液pH值为10.0，测定基液粘度及其交联性能。基液组成：0.45% HPG+0.04% KNF+ ys-1破胶助剂+pH值调节剂，交联液：2% YGB。实验结果见表 3。
表 3
表 3 相同pH值下不同浓度ys-1的基液粘度及交联性能
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表 3 相同pH值下不同浓度ys-1的基液粘度及交联性能
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从表 3可知，HPG基液在相同pH值条件下，随着破胶助剂ys-1浓度的增加，基液粘度略有降低，但变化不大，同时含不同浓度ys-1的基液使用pH值调节剂调节到相同pH值后均能交联，交联时间差异不大，交联性能良好。
配液时，在HPG液加入破胶助剂ys-1之后，使用pH值调节剂调节基液的pH值，以使基液达到能与交联液形成良好冻胶的pH值，以免该破胶助剂影响基液的粘度及pH值，从而影响基液的交联性能。
2.3 对压裂液破胶性能的影响
实验考察了20℃，相同pH值条件及APS加量下，不同浓度破胶助剂对压裂液破胶性能的影响。基液组成：0.45% HPG +0.04% KNF+ ys-1破胶助剂，pH值=10.00，交联液：2% YGB+0.01% APS。其结果见表 4。
表 4
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表 4 破胶助剂ys-1用量对压裂液破胶性能影响
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从表 4可知，破胶助剂浓度对压裂液冻胶的初始粘度有影响。随着破胶助剂ys-1浓度的增加，压裂液冻胶的初始粘度逐渐降低。同时，破胶助剂ys-1浓度越高，破胶速度越快。当ys-1浓度为0.005%时，8 h后粘度仍大于5 mPa·s，未破胶；当ys-1浓度大于0.020%时，2 h内压裂液粘度下降过快，不能满足压裂施工要求。因此，该低温破胶助剂ys-1的加量范围为0.010%~0.020%。
2.4 APS浓度对压裂液破胶性能的影响
实验考察了相同的破胶助剂浓度和pH值条件下，不同浓度的APS对压裂液破胶性能的影响。基液配方为：0.45% HPG +0.04% KNF+0.01% ys-1，pH值=10.00，交联液：2% YGB+不同浓度的APS，温度20 ℃。结果见表 5。
表 5
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表 5 APS浓度对压裂液破胶性能的影响
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由表 5可知，在相同浓度破胶助剂ys-1和pH值条件下，随APS浓度增大，压裂液初始粘度逐渐降低，当其浓度增至0.30%时，冻胶初始粘度仅为173.91 mPa·s，压裂液初始粘度过小且由于温度影响粘度下降过快，会直接影响压裂液造缝及携砂性能，难以满足施工要求。当压裂液中未加入APS时，压裂液的粘度随着时间的延长，粘度缓慢下降，这可能是因为破胶助剂ys-1与空气或压裂液中的游离氧相互作用而影响压裂液冻胶粘度的结果。
2.5 对压裂液稳定性的影响
将不含和含有破胶助剂ys-1的基液分别放置6 h、48 h后，加入交联液(含破胶剂)形成冻胶后在20 ℃、170 s-1下连续剪切60 min，耐温耐剪切曲线见图 1。
从图 1可知，不含破胶助剂ys-1的基液放置48 h后，与交联剂所形成冻胶初始粘度为653.2 mPa·s，连续剪切60 min后，粘度为224.6 mPa·s；加有破胶助剂ys-1的基液放置时间分别为6 h、48 h时，与交联剂所成冻胶初始粘度分别为615.00mPa·s、321.40 mPa·s，连续剪切60 min后粘度分别为103.00 mPa·s、64.36 mPa·s，均大于50 mPa·s，基液放置48 h后能满足施工要求。分析图 1可知，ys-1破胶助剂对HPG压裂液稳定性有影响，随着含ys-1破胶助剂的基液放置时间的延长，压裂液耐温耐剪切性能降低，这主要是因为含ys-1破胶助剂的基液在放置过程中，破胶助剂ys-1暴露于空气中，可能部分氧化，而使压裂液的性能发生变化。
2.6 压裂液性能评价
压裂液不但需要破胶速度快，而且它还应能满足施工对液体粘度的要求。考察了含ys-1破胶助剂在不同温度下的耐剪切、滤失、破胶等性能，结果见表 6。
表 6
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表 6 ys-1低温破胶HPG压裂液体系性能
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由表 6可知，使用破胶助剂ys-1的压裂液体系，各项性能均能满足压裂低温(15 ℃~30 ℃)井段对压裂液性能的要求。同使用激活剂T低温压裂液体系相比，压裂液性能差异不大，但每100 m3压裂液所使用的破胶助剂的成本较使用激活剂T节约80%左右。
3 结论
ys-1低温破胶助剂HPG压裂液体系可以满足15 ℃~30 ℃油井压裂作业要求，其用量可根据施工要求进行调节，该体系成本低廉，使用方法简单，效果明显，对油层伤害小，可广泛应用于低温油藏压裂。
2011, Vol. 40