阳离子型双子高粘弹压裂液体系开发

陈亚联，赵勇，廖乐军

(咸阳川庆鑫源工程技术有限公司，陕西 西安 710018)

常规的水基压裂液残渣含量较大，对地层及充填层造成严重堵塞使其渗透率大幅度下降[1]。国外统计资料表明，水基压裂液对储层渗透伤害率平均达30%～45%[2]。

与传统聚合物类压裂液相比，表面活性剂清洁压裂液使用添加剂种类少且配制工艺简单[3-8]。双长链阳离子通过联接基将2个传统表面活性剂分子中的亲水基团连接起来，形成的新型表面活性剂表面活性基团较多，因此具有良好卷曲作用[9-11]。双子表面活性剂具有活性高、临界胶束浓度低等特点，形成的胶束曲率小、增粘效果明显[12-14]。本文采用了一种阳离子型双子表面活性剂作为压裂液稠化剂，形成了高粘弹性良好的清洁压裂液体系。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

PVS流变仪(布鲁克菲尔德工程实验室，INC)；MARS 40型Hark流变仪；ZNN-D6型六速旋转粘度计；SYG-1210型恒温水浴锅。

1.2 实验方法

依据SY/T 6376—2008压裂液通用技术条件和SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法进行。

2 结果与讨论

2.1 压裂液耐温性能

将搅拌器转速调整至500～600 rad/min，加入2.5% DS，然后加入不同量的NaBr，搅拌至其完全溶解后再加入一定量的YFZ-1，搅拌，并观察清洁压裂液的蠕变交联现象，结果见表1。

表1 不同药剂用量清洁压裂液交联现象Table 1 Cross-linking of clean fracturing fluid with different dosage of reagents

由表1可知，当YFZ-1用量>0.4%时，清洁压裂液粘度开始增加，且当压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时，效果较佳。

量取一定量上述清洁压裂液，放入PVS流变仪中，评价压裂液的耐温、流变性能，结果见图1、图2。

图1 2.5%双子表面活性剂清洁压裂液耐温性能Fig.1 Heat resistance performance of Gemini surfactant cleans fracturing fluid by 2.5%

图2 2.5%双子表面活性剂清洁压裂液流变性能Fig.2 Rheological properties of Gemini surfactant clean fracturing fluid by 2.5%

由图1、图2可知，当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时，压裂液耐温能力达120 ℃，并在90 ℃下剪切1 h，粘度均保持在80 mPa·s以上。

在剪切初期，压裂液粘度较低，随着剪切时间增加，压裂液粘度有所增加，当剪切时间为10.8 min时，压裂液粘度高达174 mPa·s。这说明双子表面活性剂压裂液粘度受储能模量及耗能模量双重因素影响，在剪切搅拌初期，随着温度升高(温度<50 ℃)，储能模量起主导作用，因此粘度呈上升趋势，粘弹性增加。当温度进一步上升时，储能模量的恢复作用较小，而耗能模量损失作用较大，因此压裂液粘度有所下降[15-16]。

2.2 压裂液携砂性

将含有砂粒的胍胶压裂液及清洁压裂液在40，60 ℃放置，测定其沉砂速度，结果见表2。

我国电子商务的发展占据了中国经济市场的半壁江山，大数据时代推动着电子商务的经济发展，也衍生出了新的经济模式，其中最新型的模式就是共享经济。我国现存的状态是共享经济市场和租赁服务市场混杂。本文主要研究的是正确了解共享经济以及关于电子商务和共享经济之间的关系。在大数据的环境下，我国电商的现状，以及这种衍生的新经济是否有利于中国经济未来的发展，这是值得我们深思的问题。

表2 胍胶压裂液与清洁压裂液沉砂速率Table 2 Settling velocity of guanidine gum fracturing fluid and clean fracturing fluid

由表2可知，随着温度升高，0.35%HPG、2.5%DS压裂液沉砂速度均有增加趋势，但随着温度升高胍胶压裂液沉砂速率增长较快，而双子表面活性剂压裂液沉砂速度增长幅度较小且沉降速度较慢。

2.3 压裂液粘弹性

采用Hark Mars旋转粘度仪对压裂液储能模量G＇、损耗模量G″进行测试，结果见图3、图4。

图3 温度对2.5%双子表面活性剂清洁压裂液模量的影响Fig.3 The effect of the modulus by temperature for 2.5%Gemini surfactant clean fracturing fluid

由图3可知，当温度开始升高时，表面活性剂压裂液一方面受到剪切作用，另一方面温度升高会使表面活性剂分子的运动加剧，形成的胶束强度增加，因此弹性模量略有上升。随着温度进一步升高，剪切时间不断增加，此时剪切作用大于胶束增强补偿作用，因此弹性模量降低。总之，随着温度升高，双子表面活性剂压裂液储能模量呈先增长后降低的趋势，损耗模量呈增长趋势，但储能模量总是大于损耗模量，表明该压裂液具有良好的弹性。

图4 双子表面活性剂粘弹性Fig.4 Viscoelastic of Gemini surfactant clean fracturing

由图4可知，当f<10 rad/s时，G＇>G″，且G＇>0.1 Pa，根据Homffmann提出的粘弹性测试方法可知，该压裂液具有良好的粘弹性[17-18]。

2.4 压裂液破胶性

向配制好的清洁压裂液中分别加入5%凝析油、原油，分别在70，80，90 ℃下放置1.5 h，考察压裂液在不同温度条件下的破胶性能，结果见表3。

表3 不同温度下清洁压裂液破胶实验Table 3 Gel breaking experiment of clean fracturing fluid at different temperature

由表3可知，清洁压裂液分别与5%凝析油、5%原油反应1.5 h后破胶效果良好，但凝析油破胶效果要优于原油。当温度从70 ℃增加至90 ℃时，使用5%凝析油破胶时破胶液粘度从2.998 mPa·s降至1.772 mPa·s，使用5%原油破胶时破胶液粘度从3.274 mPa·s降至1.892 mPa·s。

2.5 压裂液助排性

采集不同温度破胶液，测定其表界面张力，结果见表4、表5。

表4 5%凝析油破胶液表、界面张力Table 4 The surface and interfacial tension of gel breaking liquid with 5% condensate

表5 5%原油破胶液表、界面张力Table 5 The surface and interfacial tension of gel breaking liquid with 5% crude

由表4、表5可知，该压裂液破胶液表面张力<24.916 mN/m，界面张力<1.904 mN/m，达到压裂液通用技术要求，具有良好的助排作用。

2.6 岩心伤害实验

将清洗处理好的同一井位的天然岩心抽真空、饱和，然后在70 ℃下进行压裂液伤害实验，结果见表6。

表6 瓜胶压裂液与清洁压裂液岩心伤害Table 6 Core damage of gum fracturing fluid and clean fracturing fluid

由表6可知，双子表面活性剂清洁压裂液破胶液岩心伤害率约为7.79%，0.35%胍胶压裂液破胶液岩心伤害率约为32.85%，表明双子清洁压裂液对储层伤害较之胍胶压裂液小。胍胶压裂液为天然高分子压裂液，因此在破胶液存在一定量的水不溶物和未完全破胶的高分子，易形成残渣，故而岩心伤害率较高；双子表面活性剂压裂液稠化剂为人工合成物，且分子量较小，破胶后残留物极少，所以岩心伤害率较低。

3 结论

(1)双子表面活性剂清洁压裂液具有良好耐温性能。当清洁压裂液配方为2.5%DS+1.0%NaBr+0.6%YFZ-1时，其耐温能力为120 ℃，在90 ℃下剪切1 h，粘度稳定在80 mPa·s以上。

(2)当f<10 rad/s时，G＇>G″，且G＇>0.1 Pa，压裂液粘弹性较好。

(3)双子表面活性剂清洁压裂液遇到凝析油或原油破胶良好，破胶液粘度小于3.274 mPa·s，表界面张力分别低于25，2.0 mN/m，破胶、助排性能较佳。

(4)双子表面活性剂清洁压裂液岩心伤害率为7.79%，对地层伤害较之胍胶压裂液低，有利于保持压裂增产改造的效果。