聚丙烯酰胺魔芋胶压裂液的研制

发布日期:2015-03-25 12:38:11
压裂液在压裂增产中起着至关重要的作用。压裂液领域 研究的焦点是压裂液的主成分稠化剂的增黏能力及耐温、抗剪 切性能目前油田使用的压裂液稠化剂主要有天然植物 胶及其衍生物、纤维素衍生物和合成水溶性聚合物等3类。将 稠化剂进行复合或复配使用,bbo必博_bbo必博官网_bbo必博娱乐:可以优势互补,提高二者的增黏 效果,为开发优质价廉的压裂液稠化剂提供了一个新的研究方 向。何东保等W利用魔芋胶与黄原胶的协同增黏效应,对其凝 胶化进行了研究。李蔚萍等~研究了瓜尔豆胶与改性淀粉的 协同增稠效果。吴绍艳等[6]研究了魔芋葡甘聚糖与瓜尔豆胶 协同增稠作用,并研究了它们相互作用的机理。淡宜等17]用羟 丙基瓜尔胶(HPG)与聚丙烯酰胺(PAM)复配,研制了 一种新 型的复合型压裂液增稠剂。杨鸿剑等W研制了 PAM/有机铬 的复合凝胶,可用于油田的深度调剖。周亚军等W研究了玉米 变性淀粉/HPG复合型水基压裂液增稠剂体系,并对其性能进 行了评价。侯晓晖™对改性共聚物、改性沙蒿胶组成的复合 型增稠剂体系进行了研究。
魔芋葡甘聚糖(KGM)是魔芋中存在的一种水溶性较好 的非离子型多糖,具有分子量大、增稠能力强、不带电荷等特 性,具有优良的凝胶性能,但也有耐温性较差、易生物降解的 缺陷。PAM与天然聚合物相比,具有增稠能力强、破胶性能 好、残渣少等特点,但抗剪切能力较差。笔者以KGM和PAM 为主要原料,通过KGM与PAM分子间的相互作用,制备了 KGM/PAM复合型稠化剂,以期研制出一种使用效果好,性 价比高的压裂液,为进一步研究增稠剂或压裂液体系提供理 论参考。
1材料与方法
1.1试剂与仪器魔芋精粉(陕西省勉县锦泰实业有限公司);聚丙烯酰胺(山东亿港化工有限公司);其他试剂均为化 学试剂或分析试剂。Haake Rv30型旋转黏度计;GGS71-A型 温高压静态滤失仪;毛细管黏度计。
1.2稠化剂的制备原理KGM溶液与PAM溶液混合后,在 一定的浓度下会产生协同稠化作用。这是由于PAM分子中 的活泼氢和羰基氧能分别与KGM分子中的醚基氧和羟基氢 形成氢键,导致聚合物分子线团的流体力学体积增大,从而 增加体系黏度。笔者基于该原理,以PAM/KGM混合溶液为 稠化剂,加入交联剂、杀菌剂、黏土稳定剂、抗氧化剂等添加 剂,研制了一种新型复合型水基压裂液。
1.3压裂液的配制通过对稠化剂、交联剂以及杀菌剂、抗 氧化剂、黏土稳定剂、破胶剂等添加剂浓度的优化,最终确定 PAM/KGM压裂液的组分及含量(表1)。
表1 PAM/KGM压裂液的组分及含置 Table 1 Composition and content of PAM/KGM fracturing fluid
试剂种类 Reagent types名称
Name质量分数//% Mass fraction
稠化剂ThickenerKGM/PAM(质量比 1:1)0.5-1.0
交联剂 Crosslinker有机硼溶液3.0-6.0
杀菌剂Fungicide甲醛0.1
抗氧化剂Antioxidant硫代硫酸钠0.1
黏土稳定剂 Clay stabilizer氯化钾1.0
破胶剂⑶breaker过硫酸铵0.2
2结果与分析
2.1 pH值对PAM/KGM压裂液黏度的影响改变PAM/ KGM冻胶的pH值,测定其表观黏度。由图1可知,随着pH 值的升高,PAM/KGM冻胶的黏度先增加后降低,在PH值为 8 ~ 10时,PAM/KGM冻胶黏度高,稳定性好。这是因为:① PAM分子链形态受PH值影响,随着pH值增加,PAM分子链 中的羧基(C00H)逐渐离解为羧酸根(C(KT ),由于静电斥 力的影响,PAM分子链伸展程度增大,导致体系黏度增加;② KGM在碱性条件下能发生脱乙酰化反应,通过分子间氢键
x-s8s';lu£adv
s-i*^尝4
o o o o
5 0 5 0 2 2 11
^•-SOSSIA—SJBddY
而产生微晶,有利于凝胶形成[111;③有机硼在碱性条件下易 发生电离,产生较多硼酸盐离子B(0H)4'导致体系黏度 增高。
2 500 r
0♦,—费■■工'1*«»
34567891011
pH值 pH value
图1 pH值对PAM/KGM压裂液表观黏度的彩响 Fig. 1 Effects of pH value on the apparent viscosity of PAM/ KGM fracturing fluid
2.2温度对PAM/KGM压裂液黏度的影响在170 s _1剪
切速率下,测得PAM/KGM压裂液在不同温度下的黏度如图 2所示。可见,随着温度的升高,表观黏度逐渐下降,在80丈 后,表观黏度下降至约50 mPa • s,表明该压裂液体系能满足 常规储层压裂要求。这种情况产生的原因是温度的升高, PAM和KGM分子间的氢键逐步被破坏,导致分子之间的作 用力逐渐减小。
5〇304050607080 ,90
温度 Temperature C
围2 表观黏度随温度的变化曲线 Fig. 2 Effects of temperature on the apparent viscosity
2.3流变性能评价在70下,不同的剪切速率下测定
PAM/KGM压裂液的黏度。由图3可知,压裂液的黏度随转 速增加而下降,符合假塑性流体的流动特性。根据假塑性幂 律流体公式T =尺.ZT,计算出流动行为指数n =0.544 07。
1 600 r
4080120160200
剪■切速率 Shear rate ff s'1
图3剪切速率对表观勘度的彩响
Fig. 3 Effects of shear rate on the apparent viscosity
2.4抗剪切性能评价在70 t下,以170 S M剪切速率剪
切1 h,测定不同时刻的表观黏度。由图4可知,PAM/KGM 压裂液的黏度变化不大,说明该压裂液具有良好的抗剪切 能力。
140 r
图4 不同剪切时间下PAM/KGM压裂液的表观黏度 Fig. 4 Apparent viscosity of PAM/KGM fracturing fluid at dif¬ferent time
2.5静态滤失性能评价在70 1和3.5 MPa压力下,通过 高温高压静态滤失仪进行静态滤失性能测试,测试时间30 min。滤失曲线斜率为3.815,滤失面积为22.6 cm2,
初滤失量为1. 50xl(T2 mVm2,滤失系数为8.43 xl〇-4 m/mina5 ,滤失速度为 1.40 x 10-4 m/min。可见,PAM/KGM 压裂液的滤失系数和滤失速度均不大,因此,这种压裂液在 施工中不会对油层造成大的伤害。
2.6破胶性能评价魔芋葡甘聚糖是水溶性高分子多糖, 在溶液中易受溶解氧、过氧化物和细菌的作用发生降解,使 溶液黏度下降。以〇. 2%过硫酸铵作破胶剂,用毛细管黏度 计在恒温水浴中静态考察了压裂液的破胶性能,破胶时间为 5 h,测得破胶后上层清液的表面张力为57.62 mN/m,界面张 力为0.97 mN/m,表明该压裂液的助排性能较好,有利于压 后快速返排,可降低压裂液对地层的伤害。
2.7压裂液的残渣试验破胶液中的残渣含量对支撑剂 导流能力和滤饼特性有着重要影响。残渣含量过大,极易对 储层基质或者支撑剂导流能力造成伤害。通过试验测得 PAM/KGM压裂液的残渣含量为217 rag/L,对地层的伤害 较小。
3结论
PAM/KGM稠化剂有较好的增黏度能力,适合作油田用 压裂液的稠化剂。PAM/KGM压裂液体系具有较好的耐温 抗剪切性、滤失量小、破胶快、残渣低等特点,对储层的损害 较小,能满足油田压裂技术要求。