本发明属于石油天然气开采
技术领域：
，涉及一种用于滑溜水压裂液的降阻剂及其制备方法，所述降阻剂特别适用于页岩气压裂施工。
背景技术：
：随着常规油气资源的日益枯竭，非常规油气资源的开发越来越受到世界范围的关注，人们急需寻找合适的接替资源。根据世界油气杂志2009年的预测与统计，世界范围内的页岩气储量约为4.6×1014m3，资源量十分丰富。页岩气储层渗透率超低，厚度大，天然裂缝发育，需要实施水力压裂才能达到工业开采价值。常规的植物胶压裂液体系(羟丙基瓜胶-有机硼交联冻胶)虽然具有较好的携砂能力，但是对大规模施工的页岩气压裂来说，成本较高。且该体系含有水不溶物及破胶残渣，易造成页岩储层严重伤害。压裂液交联形成的冻胶也不利于缝网的形成，会大大增加施工中的管柱摩阻。目前，国内外对于页岩气储层的改造主要采用滑溜水压裂液体系，该体系中的关键组分是降阻剂。降阻剂的添加可以有效降低滑溜水压裂液体系的摩阻，实现大规模、大排量泵送从而形成网状裂缝的目的。现有降阻剂主要是聚氧化乙烯和聚丙烯酰胺类聚合物，其中聚氧化乙烯类降阻剂性能较差，且容易受剪切降解；聚丙烯酰胺类降阻剂性能突出，是目前使用最为广泛的降阻剂。但粉剂型聚丙烯酰胺降阻剂溶胀速度慢，无法满足现场大规模配液的需求，因此，页岩气储层主要使用乳液型聚丙烯酰胺类降阻剂。目前，国内外页岩气压裂施工中主要使用油包水型聚丙烯酰胺乳液作为降阻剂，该类产品很好的解决了溶解性问题，且具有较高的固含量。但其合成过程中大量使用了有机溶剂(油相)，这不仅造成产品生产成本升高，而且容易造成环境污染和安全隐患。此外，滑溜水压裂液中油相物质的添加易在进入储层中形成乳化液滴，滞留于孔喉处，造成“贾敏效应”影响压裂液的返排，从而造成严重的储层伤害。技术实现要素：为解决上述技术问题，本发明提供了一种用于滑溜水压裂液的降阻剂。所述降阻剂为水包水乳液型，不仅保留传统乳液型聚丙烯酰胺类降阻剂出色的降阻和溶解性能，生产过程中还能避免有机溶剂的大量使用，大幅度降低生产成本，并且有效减轻压裂施工中的储层伤害和环境风险。所述用于滑溜水压裂液的降阻剂，其原料包括：无机盐25-30重量份、分散剂10-20重量份、阳离子单体2-8重量份、非离子单体18-32重量份和引发剂0.0002-0.0005重量份。根据本发明，所述降阻剂的原料由以下组分组成：在上述降阻剂中，所述无机盐选自硫酸铵、硫酸钠和柠檬酸钠中的至少一种。在上述降阻剂中，所述分散剂为聚二甲基二烯丙基氯化铵和/或聚二甲基二羟丙基氯化铵。作用是增加水相粘度，使无法充分溶胀的聚丙烯酰胺颗粒悬浮。在上述降阻剂中，所述阳离子单体选自二甲基二烯丙基氯化铵、丙烯酸烷基酯三甲基氯化铵和丙烯酰胺三甲基氯化铵中的至少一种。在上述降阻剂中，所述非离子单体选自丙烯酰胺、N-甲基丙烯酰胺和N，N-二甲基丙烯酰胺中的至少一种。在上述降阻剂中，所述引发剂选自过氧化氢/抗坏血酸、过硫酸钾/亚硫酸钠，以及过硫酸铵/三乙醇胺组合引发剂中的一种，每组组合引发剂中均含有氧化剂和还原剂，其中氧化剂和还原剂的质量比为(4-9):1。本发明还提供了所述降阻剂的制备方法，包括：将阳离子单体、非离子单体、分散剂、无机盐和水混合得到反应液，在通入惰性气体的条件下加入引发剂，反应60-120分钟。在本发明的实施例中，所述方法的具体步骤如下：将阳离子单体、非离子单体、分散剂和无机盐加入反应釜中，再加入水， 40-50℃下充分搅拌达到溶解平衡，得到反应液；保持温度并向所述反应液中通入N2以排除空气中的O2；10-30min后向反应液中加入引发剂，继续通入N2反应60-120分钟，降温停止反应，得到本发明所述的降阻剂。本发明还提供了所述降阻剂在页岩气压裂液施工中的应用。有益效果所述降阻剂为水包水乳液型体系，避免了油包水体系中矿物油的使用。将其应用于页岩气开发中的滑溜水压裂液中，其溶胀和降阻性能突出，能够有效降低原料成本，避免环境污染风险，降低储层伤害，拥有较广的应用前景。具体实施方式实施例1-4按照下述质量比例和制备条件实施。将实施例1-4所制备的降阻剂在室温下放置3个月，避光密封静置，观察降阻剂的外观和体系稳定情况，结果见表1。将实施例1-4所制备的降阻剂分别稀释1000倍，配制质量浓度为0.1％的降阻剂溶液，以溶液粘度不再增加为溶胀终点，记录溶胀时间，结果见表1。降阻剂的降阻性能具体表现为减阻剂溶液流速加快和摩阻压降减少，当流量一定时，降阻效果则表现为摩阻压降的减少。目前，国内外常用的是降阻率这一指标。结合现场情况，分别测定雷诺数为2.0×106情况下，剪切3min和10min时的降阻率情况，判断降阻剂的降阻效率和抗剪切能力。降阻率可通过下式计算：式中，DR为降阻率，P为未加降阻剂时流体的摩阻压降，PDR为加入降阻剂后流体的摩阻压降。P和PDR的测量为本行业的标准方法，通过降阻率测定仪测定水基流体通过规定长度规定管径时的压差，采用压力传感器并计算得出。对比例1、2分别取分子量为400万的聚氧化乙烯和阳离子聚丙烯酰胺(离子度20％)粉末，将其分别稀释1000倍，配制质量浓度为0.1％的降阻剂溶液，分别测试其溶胀时间和降阻率，结果见表1。对比例3取爱森EM640CT(阳离子油包水乳液型聚丙烯酰胺)，将其稀释1000倍，配制质量浓度为0.1％的降阻剂溶液，分别测试其溶胀时间和降阻率，结果见表1。表1外观和稳定性溶胀时间，min降阻率@3min降阻率@10min实施例1白色乳液，不分层<176％72％实施例2白色乳液，不分层<172％68％实施例3白色乳液，不分层<171％56％实施例4白色乳液，分层<168％62％对比例1白色粉末≈6065％42％对比例2白色粉末>6073％68％对比例3白色乳液，不分层<172％65％从表1中可得知，本发明的降阻剂与对比例相比，不同剪切时间的降阻率不相上下，但实施例的溶胀时间更短。降阻率和溶胀速度均为降阻剂的重要指标，相比之下溶胀速度更为重要。因为页岩气压裂施工规模较大(单井3×104m3左右)，一般采用铺设管线取水进行配液的方式，缩短溶胀时间可大幅度减少盛放预配制的滑溜水的压力。应当注意的是，以上所述的实施例仅用于解释本发明，并不构成对本发明的任何限制。通过参照典型实施例对本发明进行了描述，但应当理解为其中所用的词语为描述性和解释性词汇，而不是限定性词汇。可以按规定在本发明权利要求的范围内对本发明作出修改，以及在不背离本发明的范围和精神内对本发明进行修订。尽管其中描述的本发明涉及特定的方法、材料和实施例，但是并不意味着本发明限于其中公开的特定例，相反，本发明可扩展至其他所有具有相同功能的方法和应用。当前第1页1 2 3