SRFR低分子滑溜水及胶液体系性能介绍及现场应用

1、 东方宝麟科技发展（北京）有限公司SRFR低分子滑溜水及胶液体系性能介绍及现场应用东方宝麟科技发展（北京）有限公司2014年01月20日一、页岩气SRFR液体体系概况页岩气开采的核心技术是水平井技术和水力压裂技术，美国超过一半的天然气都是通过压裂技术开采获得。页岩气压裂技术具有大液量、大排量、大规模、低砂比、小粒径支撑剂的特点，需要在高排量下注入大量压裂液促使目的储层形成理想的裂缝系统。压裂液及其性能无论是在页岩气开发还是在常规油气开发的压裂过程中，都是影响压裂最终效果的重要因素。根据页岩气井压裂技术特点和压裂液的要求，东方宝麟科技发展（北京）有限公司在学习、吸收国内外常规压裂液和页岩气压裂液

2、体系的基础上，通过艰难攻关、自主创新研发了“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”。该体系经过多次配方优化和实验评价后，其性能得到了国内能源国企的高度认可，并在页岩气田先导开发区块中应用，取得了理想的效果。随后经过公司科研人员的优化研究，并结合重点开发区块储层的特点完善调整，“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”在国内众多页岩气井压裂施工中广泛应用，尤其是在江汉油田焦石坝页岩气井压裂施工中，压后产量屡创新高，证明了该液体体系能够满足页岩气井压裂施工的需求。二、液体主要性能优异“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”属于低分子聚合物压裂液，是利用分子间缔合作用形成超分子聚集体，进而发展成可逆式空间网状结构的结构

3、型流体，高效减阻剂及低分子稠化剂为白色粉末状（高效减阻剂目前研制了乳液型），配制完成后均为透明状粘稠液体，流动性好，PH值在7-7.4之间，适用储层温度-20180之间。该液体体系的主要优点为低摩阻、低膨胀、低伤害、易返排、性能稳定和溶胀速度快等特性，具有类似清洁压裂液的特点，粘弹性性好，易于在线配制，适应性强，能够满足不同储层油气井压裂的需要。“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”与传统的胍胶体系相比较，主要具有以下两个方面的优点。1、基本性能优点（1）超分子结构性流体具有抗盐、耐碱的先天特性；（2）携砂能力强（粘弹性作用），0.5%SRFR浓度的胶液能够达到32%的砂比，静置18小时后有轻微沉

4、降，而胍胶4个小时后全部沉降；（3）无残渣、低伤害，SRFR体系对岩心伤害在10%以下，而胍胶为34%左右；（4）剪切稀释性好，这一特性能够大幅度降低流动阻力，滑溜水降阻率达70-78%；（5）抗剪切性能，水基交联压裂液由于其交联作用的不可逆性则其有效粘度必然随剪切时间增长而不断下降；而结构性流体由于其结构随剪切作用而可逆变化，则当剪切速率一定时，其结构将达到与该剪切速率平衡的状态，则其有效粘度不再随剪切时间增长而下降，长期保持恒定，表现出优良的抗剪切特性。2、现场应用优点（1）性能稳定，保存时间长（最长达15天）；（2）对配液清水水质标准要求低，适应性强；（3）粘度可调，在2100mPa&#

5、183;s；（4）材料种类3-4种，现场配液简易，减少了配液时间占施工时间的比例；（5）成胶速度快，压裂施工具有良好的粘弹性；（6）压裂液抗剪切性好、压后破胶快、储层残杂少；（7）胶液配物性好，不存在润湿反转；（8）可进行在线连续混配，更加适应页岩气压裂施工大液量、连续施工特点；（9）易返排，连续稳定自喷返排率达46.8%，可节省大量排采费用；3、主要性能参数（1）SRFR滑溜水主体配方：0.120.2%高效减阻剂SRFR-1+0.3-0.5%复合防膨剂SRCS-2+0.1-0.3%复合增效剂 SRSR-2+0.01-0.02%消泡剂+清水，其中高效减阻剂为固体粉末，复合防膨剂为液体，复合增效

6、剂为液体。表1 滑溜水综合性能滑溜水配方PH值密度g/cm3表面张力mN/m降阻率%防膨率%伤害率%170s-1粘度mPa.s0.2%高效减阻剂SRFR-1+0.35%复合防膨剂SRCS-2+0.2%复合增效剂SRSR-2+0.02%消泡剂7.341.0045<2560-78>95<109-12（2）SRFR胶液主体配方：0.3%-0.5%低分子稠化剂SRFR-CH3+0.2-0.3%流变助剂SRFR-CH2+0.2-0.3%复合增效剂 SRSR-2+0.05%粘度调节剂SRVC-2 +0.02消泡剂+清水。表2 胶液主要性能参数名称pH值密度（g/cm3）表面张力（mN/m

7、）降阻率%防膨率（%）伤害率%170s1粘度（mPa.s）0.3%低分子稠化剂SRFR-CH3+0.3%流变助剂SRFR-CH2+0.2%复合增效剂SRSR-2+ 0.05%粘度调节剂SRVC-2+0.02消泡剂7.011.005325.070-7597.7<925.5-394、携砂性能测定将不同浓度的SRFR-1滑溜水和胶液体系进行粘度测试和沉砂速率测试。表3 SRFR-1滑溜水体系黏度及携砂性能评价SRFR-1/%粘度170s-1/mpa.s沉砂速率mm/s0.05333.30.14.516.70.157.513.30.210.58.90.25155.90.325.53.90.353

8、33.10.4450.74表4 SRFR胶液体系沉砂速率实验结果SRFR-1/%粘度170s-1/mpa.s沉砂速率mm/s0.05333.30.14.516.70.157.513.30.210.58.90.25155.90.325.53.90.35333.10.4450.740.5700.42图1 焦页1HF井现场胶液静态沉砂测试（砂比为20%覆膜砂悬浮22小时不沉砂）5、压后返排情况“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”表、界面张力相对较低，易于压后返排。采用0.3%SRSR-2复合增效剂用现场山泉水、小溪水及自来水配制的滑溜水、胶液均有较好的助排作用，满足现场施工要求。胶液破胶后返排液一般要

9、求表面张力小于28mN/m，界面张力小于5mN/m，毛细管粘度低于5mPa·s。（复合增效剂与接触角、表界面张力的关系 复合增效剂与返排率的关系）图2 复合增效剂的性能测定经室内实验测定，胶液返排液表面张力为28.61mN/m，界面张力为4.91mN/m，低于清水表、界面张力，具有进一步回收和重复循环利用的基础。其中采用0.3%SRSR-2复合增效剂时接触角最大，排出率为50%。 （现场滑溜水返排率 现场胶液返排率）图3 现场返排率性能测定6、稳定性能评价图4 SRFR滑溜水及胶液在-19的状态在-19下冷冻120min后，SRFR体系没有明显变化，仍然保持冷冻前的状态，流动性很好，

10、没有出现粘度下降，流动性变差的现象。在夏季酷热天气条件下，长时间放置不会变质，不会影响液体性能。7、胶液其他性能（1）流变特性。利用MAS-高温高压流变仪进行测试。装好压裂液并设定流变仪加热温度，用表观粘度随时间变化趋势确定压裂液的剪切稳定性。以170s1下连续剪切，直到压裂液的表观粘度为50mPa.s时为止。按照0.3%低分子稠化剂SRFR-CH3+0.3%流变助剂SRFR-CH2+0.2复合增效剂 SRSR-2+0.05%粘度调节剂SRVC-2 +0.02消泡剂+清水的配方配制成胶液，不同温度下的胶液剪切稳定性结果见下图。图5 100剪切流变曲线图6 120剪切流变曲线图7 130剪切流变

11、曲线图8 150剪切流变曲线 以上实验表明，几组压裂液在170s-1下，连续剪切120min后，粘度在都在50mPa·s以上，达到或超过石油行业相关标准要求。（2）流变参数。SRFR胶液体系与常规高分子交联压裂液一样，也显示出屈服应力，实验室测定其屈服应力y为9.4Pa。该体系具有较高的稠度系数和屈服应力及低的流动特征指数，且升高温度影响不大。表6 胶液的流变参数（0.35%低分子稠化剂SRFR-CH3）温度8090100110120130n0.1250.1030.1080.1050.1130.118K，Pa.Sn38.432.431.831.530.628.3相关系数0.96360

12、.9730.9850.9820.9910.977（3）粘弹性参数。表7 胶液粘弹性参数数据表（0.35%低分子稠化剂SRFR-CH3）表观粘度 Pa.S 11213056108200储能模量G3.212.620.126.429.531.6复数模量 G*3.2112.720.226.529.731.7测试数据表明，SRFR液体体系（0.35%低分子稠化剂SRFR-CH3）的储能模量与耗能模量之比均大于常用的胍胶压裂液，即其粘弹性更强。（4）破胶参数。表8 压裂液破胶液表面和界面张力（26）压裂液编号1#2#3#4#5#表面张力mN/m20.5220.1322.8223.6525.14界面张力mN

13、/m0.680.620.530.420.35表9 胶液体系破胶性能实验裂液配方破胶温度破胶剂加量ppm破胶液粘度mPa.s表面张力mN/m90配方909002（放置12小时没有返胶）22.5120配方1208002（放置12小时没有返胶）22.8130配方1306009（放置12小时没有返胶）24.2150配方1505009（放置12小时没有返胶）24.5在SRFR-1胶液体系中加入破胶剂，在8000r/min下，80测定体系的流变性能，0.05%加量的体系的粘度在70min后粘度下降到2mPa·s，0.01%加量的体系的粘度在70min后粘度下降到10mPa·s，基本破胶

14、。而0.005%加量的体系粘度较大，90min粘度保持在15mPa·s左右。三、现场配制技术成熟东方宝麟科技发展（北京）有限公司经过长期的现场施工，已经具备了成熟的现场施工经验和配置液体技术。公司现场施工主要技术人员和施工队伍，均具有多年专业工作经验，可以高效负责的完成现场施工任务。在江汉油田的施工中，没有出现任何配液不达标或者异常情况。1、储液池和储液罐配制现场如果在没有连续混配车的情况下，可以在储液池和储液罐中，采取大排量射流循环的配制方法，也能满足给混砂车提供10-14m3/min的施工排量要求。按照SRFR滑溜水及胶液的各添加剂配比，按照以下添加剂加入顺序，配制成液体供给混砂

15、车。滑溜水添加剂加入顺序：高效减阻剂-复合防膨剂-消泡剂-复合增效剂。胶液添加剂加入顺序：低分子稠化剂-消泡剂-复合增效剂，在施工过程中再加入粘度调节剂和流变助剂。图9 SRFR滑溜水及胶液现场配制图图10 SRFR滑溜水及胶液现场储液池图11 胶液阶段混砂车上添加粘度调节剂和流变助剂2、快速混配车配制胶液基液即可初步悬砂携砂，2分钟内粘度达到最高粘度的80%，且没有鱼眼；添加流变助剂交联后迅速起粘，粘度达到100mPa·s左右，性能良好，这为在线连续配液以及为无储配液创造了条件，可以满足混砂车10-15m3/min的施工排量要求。如果现场有快速混配车，把滑溜水和胶液的添加剂按照液体

16、配方，加入连续混配车搅拌罐，添加剂加入顺序与滑溜水连续混配相同。加入过程中注意监控各添加剂的加入比例和速度，并随时检查，避免出现加入比例不当的情况。图12 现场连续混配车照片四、现场施工参数统计1、施工井数统计根据2011年到2013年的施工统计，“SRFR低分子滑溜水及胶液体系”分别在江汉油田4个区块开展页岩气水平井压裂技术施工28口。（1）江汉油田涪陵大安寨组2口：涪页3-2HF（陆相介壳灰岩页岩气），涪页4-2HF；（2）江汉油田彭水龙马溪组3口：彭页2HF，彭页3HF，彭页4HF（海相常压页岩气）；（3）江汉油田元坝千佛崖组1口：元页1HF井（陆相页岩油气井，TVD3850m，闭合压力

17、93MPa）；（4）江汉油田涪陵焦石坝龙马溪组22口：焦页1HF、焦页1-2HF、焦页1-3HF、焦页1-4HF、焦页2-1HF、焦页3-2HF、焦页4-1HF、焦页6-2HF、焦页6-3HF、焦页7-2HF、焦页7-3HF、焦页8-2HF、焦页8-3HF、焦页9-1HF、焦页9-2HF、焦页10-2HF、焦页11-2HF、焦页12-1HF、焦页12-2HF、焦页12-3HF、焦页12-4HF、焦页13-2HF井，累计施工357段。2、典型单井介绍（1）焦页9-2HF共22段，目前由于工具原因只压裂两段，压后效果良好，日产量约为15万方。图13 焦石坝焦页9-2HF现场图片（2）焦页8-2HF

18、井施工共22段，压后无阻流量约为156万方/天，目前配产25万方/天，是目前焦石坝页岩气田产量最高的单井。图14 焦石坝焦页8-2HF现场图片（3）压裂液量分析。从压后试气结果来看，产量与压裂施工液量表现出正相关性，加大液量对形成复杂裂缝系统有促进作用。从焦页1-3HF、焦页7-2HF、焦页6-2HF、焦页8-2HF井的总液量、平均单段液量与日产量的关系来看：液量与产量具有一定正相关关系，液量越大，产量越高。表10 焦石坝典型井压裂参数统计井号产量（6mm油嘴）总液量（m3）总砂（m3）单段平均液量（m3）单段平均砂量（m3）焦页1-3HF10659121522.0984.31434.865.6焦页7-2HF11272221765.2873.91674.267.2焦页6-2H2773.41822.751.6焦页8-2HF23665038769.0961.21846.145.83、施工记录统计焦石坝区块施工的页岩气井储层分为龙马溪组和五峰组，储层温度高、单井施工难度大、周期长，水平段长大部分在1000-1500m之间，分别在国内页岩气井压裂施工中创下许多记录。具体的单项施工记录如下：（1）最大施工段数：26段（焦页12-4HF