黏彈性雙子表面活性劑壓裂液的制備及性能評(píng)價(jià)

岳 泉

黏彈性雙子表面活性劑壓裂液的制備及性能評(píng)價(jià)

岳 泉

（中國(guó)石油化工股份有限公司江漢油田分公司石油工程技術(shù)研究院，湖北 武漢 430035）

考察了陰離子雙子表面活性劑SA系列及水楊酸鈉對(duì)陽(yáng)離子雙子表面活性劑SC-18溶液黏彈性的影響。黏彈性表面活性劑的基礎(chǔ)配方為：1%SA-12 + 1%SC-18 + 0.5%水楊酸鈉。該壓裂液體系可滿足井溫小于100 ℃的低滲透油藏的壓裂改造。該壓裂液具有較好的抗剪切能力，170 s-1下剪切2 h后，黏度保留率大于80%；破膠后黏度小于5 mPa·s，表明該配方具備優(yōu)異的破膠性能；破膠后均無(wú)殘?jiān)皇⑸霸趬毫岩旱某两邓俣葷M足壓裂液性能要求。

雙子表面活性劑；黏彈性；清潔壓裂液；破膠性

水力壓裂增產(chǎn)技術(shù)是改善油氣藏的有效方法，是增加油氣井產(chǎn)量、注水開(kāi)發(fā)的一項(xiàng)重要措施。在壓裂施工過(guò)程中，壓裂液的質(zhì)量已成為該施工成敗的關(guān)鍵因素[1]。壓裂液有很多種，目前，國(guó)內(nèi)外最常用的是以羥丙基瓜膠等聚合物為增稠劑的水基壓裂液，這類壓裂液成本低，性能穩(wěn)定，基本上滿足了現(xiàn)場(chǎng)施工要求，但目前的水基壓裂液其抗高溫性差，對(duì)地層傷害大[2]。與傳統(tǒng)水基聚合物壓裂液相比，黏彈性表面活性劑壓裂液具有低傷害、低摩阻、徹底破膠等優(yōu)點(diǎn)，成為近年來(lái)壓裂液領(lǐng)域的研究重點(diǎn)[3]。

目前已經(jīng)開(kāi)發(fā)的清潔壓裂液雖然能在一定程度上提高油氣采收率，但存在使用成本過(guò)高、耐溫性較差等問(wèn)題，極大地限制其推廣使用[4-7]。本文以陽(yáng)離子Gemini表面活性劑為主劑，研制一種表面活性劑使用濃度低、具有一定耐溫性能的黏彈性表面活性劑壓裂液。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)試劑

水楊酸鈉，陰離子雙子表面活性劑SA-12、SA-14、SA-16，陽(yáng)離子雙子表面活性劑SC-18。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

Physica MCR301流變儀，德國(guó)Anton Paar公司；ZNS-2A型中壓濾失儀，青島海通達(dá)專用儀器廠。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

依據(jù)《壓裂液通用技術(shù)條件》（SY/T 6376—2008），對(duì)黏彈性表面活性劑壓裂液進(jìn)行了基本性能評(píng)價(jià)。參照《水基壓裂液性能評(píng)價(jià)方法》（SY/T 5107—2005），對(duì)黏彈性表面活性劑壓裂液的耐溫性、抗剪切性、懸浮砂性、破膠性和濾失性進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

2 結(jié)果與討論

2. 1 SC-18溶液的黏濃關(guān)系

在室溫、剪切速率12 s-1的條件下，考察陽(yáng)離子雙子表面活性劑SC-18溶液的黏度隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的變化，結(jié)果如圖1所示。

從圖1可看出，當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于2%時(shí)，溶液的黏度近似為水的黏度；當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過(guò)2%時(shí)，溶液黏度升高明顯。隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，Gemini表面活性劑在溶液中形成長(zhǎng)的線性膠束，線性膠束容易進(jìn)行締合形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，致使溶液黏度大大增加。單一陽(yáng)離子雙子表面活性劑溶液黏度較低，遠(yuǎn)未達(dá)到壓裂液標(biāo)準(zhǔn)。因此，需要通過(guò)加入其他添加劑來(lái)大幅度提高溶液的黏度。

圖1 SC-18溶液黏度隨濃度的變化

2.2 陰離子雙子表面活性劑的優(yōu)選

圖2是在剪切速率170 s-1、溶液中陰離子和陽(yáng)離子gemini表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2%的條件下，不同烷基長(zhǎng)度（連接基團(tuán)長(zhǎng)度相同）的陰離子gemini表面活性劑對(duì)溶液的黏溫特性的影響。從圖4中可以看出，陰離子雙子表面活性劑的烷基長(zhǎng)度越長(zhǎng)，在相同溫度下混合溶液的黏度越高，混合溶液的耐溫性越強(qiáng)。這是因?yàn)椋谶B接基團(tuán)長(zhǎng)度相同的情況下，陰離子型gemini表面活性劑的烷基鏈越長(zhǎng)，曲率半徑越小，線性膠束之間越容易形成網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，黏度越大。

根據(jù)《壓裂液通用技術(shù)條件》（SY/T6376—2008）對(duì)表面活性劑壓裂液耐溫、抗剪切（≥20mPa·s）的要求，并考慮陰離子表面活性劑的成本，選用SA-12和SC-18進(jìn)行復(fù)配。

圖2 陰離子雙子表面活性劑對(duì)SC-18溶液黏溫性質(zhì)的影響

2.3 陰離子雙子表面活性劑對(duì)SC-18溶液黏度的影響

陰離子型Gemini表面活性劑能大幅度提高SC-18溶液的黏度，質(zhì)量分?jǐn)?shù)比為1∶1時(shí)增黏效果最好。優(yōu)先采用陰離子和陽(yáng)離子雙子表面活性劑按1∶1的比例復(fù)配，然后調(diào)整水楊酸鈉的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，尋找合適的黏彈性表面活性劑壓裂液配方。

圖3 SA-12對(duì)SC-18溶液黏度的影響

2.4 水楊酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)的確定

以水楊酸鈉為黏度調(diào)節(jié)劑，考察了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的水楊酸鈉對(duì)1%SC-18+1%SA-12復(fù)合體系在 170 s-1剪切速率下黏溫性能的影響，結(jié)果如圖4所示。

從圖4可以看出，在低溫下（<50 ℃），水楊酸鈉和陰離子雙子表面活性劑具有協(xié)同增加了陽(yáng)離子雙子表面活性劑溶液的黏度，當(dāng)水楊酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，對(duì)陽(yáng)離子雙子表面活性劑溶液的增黏效果最好。這可能是在復(fù)合體系中加入低質(zhì)量分?jǐn)?shù)有機(jī)陰離子添加劑時(shí)，水楊酸鈉的反離子與表面活性劑分子強(qiáng)烈結(jié)合，促進(jìn)蠕蟲(chóng)狀膠束的形成，從而使溶液黏度增大。而水楊酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)繼續(xù)增加，溶液黏度隨之降低，可能是由于部分蠕蟲(chóng)狀膠束被破壞，形成黏度較低的球形膠束。在中高溫（>50℃）下，水楊酸鈉對(duì)復(fù)配體系的黏度無(wú)明顯影響。當(dāng)溫度超過(guò)100 ℃時(shí)，混合溶液的黏度與不含水楊酸鈉溶液的黏度接近。

圖4 水楊酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)陰陽(yáng)離子雙子表面活性劑復(fù)配體系黏溫性能的影響

由此可以確定水楊酸鈉質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，黏彈性表面活性劑的基本配方為：1%GC-18+1%GA-12 +0.5%水楊酸鈉。

2.5 耐高溫黏彈性表面活性劑壓裂液的嘗試

保持黏彈性表面活性劑壓裂液基本配方中各組分比例不變，同時(shí)提高各組分質(zhì)量分?jǐn)?shù)，在剪切速率為170 s-1時(shí)，混合溶液的黏度隨溫度變化曲線如圖5所示。

圖5 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下混合體系的黏溫曲線

隨著溫度的升高，混合溶液的黏度先略有增加，然后持續(xù)減少。在50 ℃左右，溶液黏度發(fā)生突變，溫度不斷升高時(shí)黏度急劇下降，在70 ℃左右趨于緩和。當(dāng)溫度升高到110 ℃時(shí)，溶液黏度降至最低值，均小于20 mPa·s。按相同比例提高混合溶液中各組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，可以提高低溫下溶液的黏度，但對(duì)高溫下溶液的黏度影響不大。這一現(xiàn)象表明，提高配方中各組分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)并不能提高壓裂液的抗溫性能。

2.6 抗溫能力

在常壓、剪切速率為170 s-1的條件下，用MCR301流變儀考察了溫度對(duì)黏彈性表面活性劑壓裂液黏度的影響，結(jié)果如圖6所示。

圖6 黏度與溫度的關(guān)系

從圖6中可以看出，溫度對(duì)黏彈性膠束的成膠有很大影響。在50 ℃以下，壓裂液黏度隨溫度的升高而增大。50 ℃時(shí)，壓裂液黏度最高，達(dá)到 140 mPa·s。超過(guò)50 ℃后，50～80 ℃黏度迅速下降，降至40 mPa·s，在80～100 ℃范圍內(nèi)緩慢下降，降到30 mPa·s以下。因此，壓裂液的最佳操作溫度為50～80 ℃，適用于中低溫油藏的壓裂改造。

增密減氮對(duì)不同耐密性春玉米品種產(chǎn)量和光合特性的影響……… 張鶴宇，高聚林，王志剛，于曉芳，孫繼穎，胡樹(shù)平，趙曉宇（26）

2.7 抗剪切性

用MCR301流變儀對(duì)黏彈性表面活性劑壓裂液在常壓、70 ℃、170 s-1條件下的剪切穩(wěn)定性進(jìn)行了評(píng)價(jià)，結(jié)果見(jiàn)圖7。從圖7中可以看出，長(zhǎng)時(shí)間剪切條件下，壓裂液的黏度基本保持穩(wěn)定，抗剪切性能能滿足現(xiàn)場(chǎng)施工的要求。

圖7 黏度與剪切時(shí)間的關(guān)系

2.8 懸砂性

將50 mL黏彈性表面活性劑壓裂液放入100 mL量筒中，加入5 g粒徑為0.5～0.8 mm的石英砂，測(cè)量石英砂在量筒內(nèi)的沉降時(shí)間，考察靜態(tài)懸浮砂性能。石英砂的自由沉降速度為2.50 mm·min-1，表明該壓裂液體系具有良好的懸砂性。

在動(dòng)態(tài)條件下，考察了黏彈性表面活性劑壓裂液的攜砂能力，比較了懸浮砂液分別在100 mL清水和黏彈性表面活性劑壓裂液中，砂比由30%提高到80%后靜態(tài)儲(chǔ)存60 min后的攜砂穩(wěn)定性，結(jié)果如表1所示。

表1 動(dòng)態(tài)攜砂能力測(cè)試結(jié)果

從表1可以看出，即使壓裂液的動(dòng)態(tài)攜砂比達(dá)到80%時(shí)，分層現(xiàn)象仍未出現(xiàn)，說(shuō)明該壓裂液體系的動(dòng)態(tài)攜砂能力良好。

2.9 破膠性

在室溫下向黏彈性表面活性劑壓裂液中加入1倍的自來(lái)水，0.1倍體積的煤油和0.1倍體積的原油，攪拌均勻后，考察壓裂液的黏度隨時(shí)間的變化，結(jié)果如表2所示。從表2可以看出，1 h后，各破膠液的黏度非常接近純水。

表2 常溫下破膠液黏度隨時(shí)間的變化情況

2.10 濾失性

采用ZNS-2A型中壓濾失儀對(duì)黏彈性表面活性劑壓裂液（室溫黏度為140 mPa·s）的濾失性能進(jìn)行了表征。向不銹鋼液杯內(nèi)注入240 mL黏彈性表面活性劑壓裂液，將泵壓力穩(wěn)定在0.7 MPa時(shí)，壓裂液以噴射形式流出，說(shuō)明黏彈性表面活性劑壓裂液不具有造壁性，只適用于低滲透、特低滲透地層的壓裂改造。

3 結(jié) 論

1）單一陽(yáng)離子雙子表面活性劑SC-18質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過(guò)2%時(shí)，溶液黏度呈快速上升趨勢(shì)。

2）隨著疏水連長(zhǎng)度和使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)的升高，陰離子Gemini表面活性劑對(duì)陽(yáng)離子表面活性劑溶液的增黏效果明顯。

3）黏彈性表面活性劑的基礎(chǔ)配方為：1% SC-18 + 1% SA-12 + 0.5% 水楊酸鈉，該壓裂液預(yù)計(jì)可滿足井溫不超過(guò)100 ℃的低滲儲(chǔ)層的壓裂改造。

4）該壓裂液具有良好的抗剪切能力，遇水遇油都可以快速破膠，適用于中低溫油藏。

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Preparation and Performance Evaluation of Viscoelastic Gemini Surfactant Fracturing Fluid

（Petroleum Engineering Technology Research Institute of Sinopec Jianghan Oilfield Company, Wuhan Hubei 430035, China）

The effects of anionic gemini surfactant and sodium salicylate on the viscoelasticity of cationic gemini surfactant SC-18 solution were investigated. The basic formula of forming viscoelastic surfactant was as follows:1% SC-18 + 1% SA-12 + 0.5% sodium salicylate. The fracturing fluid system can meet the fracturing transformation of low permeability reservoir with well temperature less than 100 ℃. The fracturing fluid has good shear resistance, high viscosity retention rate at 170 s-1for 2 h, ≥ 80%; the viscosity after gel breaking is less than 5 mPa·s, indicating that the formula has excellent gel breaking performance; there is no residue after gel breaking; the settling velocity of sand in the fracturing fluid meets the performance requirements of fracturing fluid.

Gemini surfactant; Viscoelastic; Clean flacturing fluid; Gel breaking performance

2021-01-05

岳泉（1984-），男，湖北省武漢市人，工程師，碩士研究生，2009畢業(yè)于長(zhǎng)江大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專業(yè)，研究方向：頁(yè)巖氣壓裂工藝、化學(xué)品研發(fā)、提高采收率、水處理、防腐防垢。

TE357.1+2

A

1004-0935（2021）06-0776-04