龍學(xué)莉，葉 智，程曉亮，萬(wàn)勝勇，魏 巍

（西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)有限公司， 陜西 西安 710018）

長(zhǎng)慶油田屬于典型的“低壓，低滲、低豐度”三低油田，為達(dá)到工業(yè)開發(fā)的目的，必須對(duì)其進(jìn)行壓裂改造，常使用清水或瓜爾膠溶液進(jìn)行壓裂。經(jīng)過(guò)近幾十年的開發(fā)，逐漸向致密油氣藏開發(fā)，導(dǎo)致壓裂施工中摩阻系數(shù)大、施工壓力高，嚴(yán)重的影響了壓裂施工的效率。減阻劑的開發(fā)及應(yīng)用有效的克服了以上缺點(diǎn)[1-4]。目前減阻劑的減阻機(jī)理主要有以下兩種：①依靠自身粘彈性抑制紊流，從而降低了能量損失。②粘彈性與漩渦相互作用。減阻劑的減阻效果取決于溶液中減阻劑分子的旋轉(zhuǎn)半徑和主鏈結(jié)構(gòu)的彈性[5]。

本文利用反相乳液聚合技術(shù)合成了減阻劑主劑，并開展了室內(nèi)研究，確定了現(xiàn)場(chǎng)最佳使用濃度，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了良好效果[6,7]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥品及儀器

丙烯酰胺、丙烯酸、環(huán)己烷、Span60、Tween80、過(guò)硫酸銨、亞硫酸氫鈉為分析純;

TOF-2 西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)有限公司;

TOS-1 西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)有限公司;

HAMZ-IV型管路摩阻儀 南通華安科研儀器有限公司。

1.2 減阻劑的合成

礦化度鹽水離子組成詳見(jiàn)表1。

表1 礦化水離子組成Table 1 Salt ions

將配制好的 AM、AA單體水溶液緩慢滴加到Span60、Tween80和環(huán)己烷的混合物中，乳化20 min，升溫至40 ℃，加入過(guò)硫酸銨和亞硫酸氫鈉引發(fā)劑，恒溫老化一段時(shí)間，得到減阻劑主劑EM30。

1.3 減阻率測(cè)試方法

以合成出的減阻劑主劑EM30，并篩選出西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)有限公司生產(chǎn)的助排劑TOF-2和粘土穩(wěn)定劑 TOS-1為助劑，組成了減阻劑體系。減阻劑體系配方：

清水+0.25% EM30（減阻劑）+0.3% TOF-2（助排劑）+0.3% TOS-1（粘土穩(wěn)定劑）

（1）按減阻劑體系配方中原料依次加入水中，攪拌均勻，溶脹60 min待用；

（2）清水加入到管路摩阻儀中，測(cè)得其管路中的壓力差P1；

（3）將1.3.1中減阻劑體系加入到管路摩阻儀中，測(cè)得其管路中的壓力差P2；

計(jì)算出減阻劑體系體系的減阻率n：

式中：n —減阻率；

P1—為清水的壓力差；

P2—為減阻劑體系的壓力差。

2 結(jié)果及討論

2.1 配伍性

減阻劑體系由多組份組成，體系組份間的配伍性，直接影響體系的性能，因此，體系的配伍性是能否正常使用的前提。將減阻劑體系配方中助劑依次加入到清水中攪拌均勻，充分溶脹后，得到減阻劑體系，將體系分別在30、60、90 ℃恒溫60 min，無(wú)沉淀、絮凝現(xiàn)象，配伍性好，滿足現(xiàn)場(chǎng) 90 ℃內(nèi)施工的需要。

2.2 溶脹速率

隨著致密油藏等的開發(fā)，水平井的大規(guī)模應(yīng)用，要求壓裂液在較短時(shí)間內(nèi)完成配制，有效的提高效率，同時(shí)節(jié)約人力物力。因此，需要較高的溶脹速率保障液體短時(shí)間內(nèi)配制完成。在 30 ℃溫度下，用去離子水配制0.25% EM-30減阻水體系，用毛細(xì)管粘度計(jì)檢測(cè)其不同時(shí)間的粘度，檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表2。減阻水體系在20 min內(nèi)，粘度完全釋放，在5 min內(nèi)粘度為最終粘度的88.1%，減阻水體系滿足現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的需求。

表2 減阻水溶脹速率Table 2 Drag reduction water swelling rate

2.3 表觀粘度與減阻率的關(guān)系

配制成不同粘度的減阻劑，測(cè)試其不同排量下的減阻率，見(jiàn)圖1。從圖1可看出，將減阻劑配制成水溶液后，在相同粘度下，排量越大，減阻率越高，排量越小，減阻率越低，在27.3 L/min下最大減阻率達(dá)到 77.9%，在 9.4 L/min下最大減阻率為54.4%；同一排量下，隨著表觀粘度的降低，減阻率緩慢上升，當(dāng)表觀粘度下降到一定程度后，減阻率迅速下降。在不同的排量下，為達(dá)到最佳的減阻效果，應(yīng)選擇表觀粘度適當(dāng)?shù)臏p阻劑水溶液。

圖1 粘度與減阻率的關(guān)系圖Fig.1 Viscosity and drag reduction rate of the diagram

2.4 礦化度與減阻率的關(guān)系

利用不同礦化度鹽水，配制濃度為0.25%的減阻劑體系，考察礦化度與減阻劑體系減阻率的關(guān)系。從圖2可看出，礦化度在100~400 mg/L之間時(shí)，隨著礦化度的增加，減阻體系的減阻率迅速下降，隨著礦化度再增大，減阻率緩慢下降，配液水中礦化度的高低對(duì)減阻劑的性能具有明顯的影響。

圖2 礦化度與減阻率的關(guān)系圖Fig.2 Salinity and drag reduction rate of the diagram

2.5 濃度與減阻率的關(guān)系

圖3 濃度與減阻率的關(guān)系圖Fig.3 Concentration and drag reduction rate of the diagram

在模擬現(xiàn)場(chǎng)配液水礦化度下，將EM30配制成不同濃度的水溶液，考察減阻劑濃度對(duì)減阻率的影響。從圖3可看出，隨著減阻劑濃度的增加，減阻率逐漸提高，當(dāng)達(dá)到0.3%時(shí)，減阻率達(dá)到最大，減阻劑濃度再增加，減阻率緩慢下降。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2014年，減阻劑體系在現(xiàn)場(chǎng)得到234口井，總體施工性能穩(wěn)定，試驗(yàn)效果良好，部分施工井施工參數(shù)見(jiàn)表3。

表3 部分施工井?dāng)?shù)據(jù)表Table 3 Part of the construction of well data tables

油管施工排量1.2~2.0 m3/min，施工壓力下降3~16 MPa，套管施工排量2.8~4.0 m3/min，施工壓力下降3~9 MPa，施工成功100%，表明該體系滿足大排量致密油藏的壓裂施工需要。

4 結(jié) 論

（1）利用反相乳液聚合技術(shù)合成出了減阻劑主劑EM30，篩選相關(guān)助劑組成了減阻劑體系。

（2）室內(nèi)研究表明，減阻劑體系20 min內(nèi)完全溶脹，90 ℃內(nèi)配伍性良好，排量為27.3 L/min時(shí)，最大減阻率達(dá)到77.9%，現(xiàn)場(chǎng)最佳使用濃度為0.3%。

（3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用234口井，總體施工性能穩(wěn)定，油管壓力平均下降8.7 MPa，套管壓力平均下降5.8 MPa，取得了較理想的減阻效果。

［1］盧擁軍.低濃度壓裂液體系在長(zhǎng)慶致密油藏的研究與應(yīng)用[J].石油鉆采工藝，2012，34(4)：67-70.

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［3］竇宏恩，馬世英.巴肯致密油藏開發(fā)對(duì)我國(guó)開發(fā)超低滲透油藏的起始[J].石油鉆采工藝，2012，34（2）：120-124.

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［5］肖博.頁(yè)巖氣藏清水壓裂減阻劑優(yōu)選與性能評(píng)價(jià)[J].油氣地質(zhì)與采收率，2014，21（2）：102-105

［6］劉通義.清潔壓裂液摩阻特性研究[J].鉆采工藝，2009，32（5）：85-86.

［7］柳慧,侯吉瑞,王寶峰.減阻水及其添加劑的研究進(jìn)展及展望[J].廣州化工,2012，40(11).