CN102676147A - 大规模改造低残留压裂液 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种大规模改造低残留压裂液。本发明由以下重量百分比的成分混合而成:增稠剂0.18~0.50%、表面活性剂0.06~0.16%、破乳剂0.05~0.1%、粘土稳定剂0.3~0.9%、杀菌剂0.02~0.18%、消泡剂0.02~0.09%、破胶剂0.00066~0.09%、破胶催化剂0.0002~0.0009%,余量为水,组成适应不同温度油层的低残留压裂液体系。本发明具有耐温、抗剪切、岩石稳定性好好、压裂液滤失低、提高压裂液效率高的优点,在油层和人工裂缝中残留低、悬砂能力强、能实现现场快速配制的特点,解决了低渗透难采储量大规模压裂改造的难题。
Description
技术领域
本发明涉及一种压裂液,具体涉及一种应用于低渗透油层实施大规模压裂的压裂工作液。
背景技术
[0002] 石油资源经过近百年的开发利用,目前全球待开发的油田资源品质普遍变差,油气藏条件复杂,压裂技术越来越显现出其举足轻重的关键作用,成为决定低渗透油田能否有效开发的重要手段,在一定意义上,决定着石油资源采掘和利用的深度和广度,从而对世界石油工业的未来发展产生深远影响。
压裂液是压裂施工的工作液,用于在施工中传递能量,使油层张开裂缝,并沿裂缝输送支撑剂,从而在油层中形成一条高导流能力通道,以利油/气由地层远处流向井底,达到增产目的。
针对低渗透油田的特点,只有进行大规模压裂才能获得有效动用,但针对大规模改造需要压裂液存在局限,一是外围压裂施工规模大,与地层接触的液量大,伤害范围大;二是长时间施工对压裂液悬砂性能要求高;三是由于液量大,配液时间长,制约了施工进度,且配液风险大,如果压裂出现问题无法继续施工而导致浪费。
发明内容
为了解决背景技术中存在的问题,本发明针对大规模改造而提供一种高性能压裂措施工作液,该压裂液以大幅度提高增产效果和施工效率为目标,提出了大规模改造低残留压裂液,通过降低压裂液在油层和人工裂缝的残留,降低压裂液伤害;通过增强体系的粘弹性和自恢复性,提高其长时间悬砂性能;通过其快速增稠作用,实现现场快速配制,从而,解决了低渗透难采储量大规模压裂改造的难题。
本发明所采用的技术方案是:该大规模改造低残留压裂液包括下列组分,各组分按质量百分比配比:增稠剂APCF0.18~0.50%、表面活性剂2,2-二溴-3-氮川丙酰胺0.06~0.16%、破乳剂SP169 0.05~0.1%、粘土稳定剂0.3~0.9%、杀菌剂0.02~0.18%、消泡剂硅酮0.02~0.09%、破胶剂过硫酸铵0.00066~0.09%、破胶催化剂亚硫酸盐0.0002~0.0009%,余量为水;其中粘土稳定剂由3%十二烷基氯化铵、5.5%盐酸、2.5%亚硝酸钠及余量水;杀菌剂由异噻唑林、2,2-二溴-3-氮川丙酰胺和戊二醛按质量比14:3:8复配而成,上述百分数按质量百分比计。
表面活性剂2,2-二溴-3-氮川丙酰胺降低压裂液破胶液的表面张力,促进其返排;破乳剂SP169吸附于油/水界面,形成的新界面膜的强度降低,利于破乳;粘土稳定剂防止粘土水合膨胀或分散运移;杀菌剂杀灭溶液中的细菌,保证压裂液配制后不腐败变质;消泡剂硅酮减少基液中的泡沫量;破胶剂过硫酸铵使压裂液破胶,保证施工后压裂液返排彻底。
本发明具有如下有益效果:1、压裂液低残留:体系的增稠剂采用人工合成聚合物,不含固相成分,由于其为线性小分子,施工结束后容易降解,且无残渣,易于回流,因此,在人工裂缝中残留低。聚合物自身具有活性,施工结束后,由于其油水界面张力低,毛细管力小,易于排出,因此,减少在岩石孔隙中的滞留,降低对地层伤害;2、长时间高悬砂:体系的三维网状结构具有较高弹性,因此,相比以往压裂液体系具有显著悬砂性能。另外,增稠剂为人工合成的结构型聚合物,在溶液中形成二级分子结构,是可逆交联,能随流速改变流形,从而,井筒中高剪切时,液体变稀,摩阻变低;在裂缝内低剪切时,液体增稠,携砂能力增强;3、现场快速配制:将聚合液制成高浓度溶液,显著缩短了水化、溶胀、分散、溶解、熟化过程,与水混合在几秒钟内即可立即增粘,直接与支撑剂混合形成砂浆。由于无需熟化,因此,无需在车间批量混配,无需现场大量储备,适应大规模压裂进行大液量配制的实际需求,提高了施工效率,并且,即配即用,不用即停,无剩液,避免压裂液浪费,降低施工成本。
通过降低压裂液在油层和人工裂缝的残留,降低压裂液伤害;通过增强体系的粘弹性和自恢复性,提高其长时间悬砂性能;通过其快速增稠作用,实现现场快速配制,从而,解决了低渗透难采储量大规模压裂改造的难题。
附图说明:
图1 是Z36-29井压裂液流变曲线;
图2 C72-34井压裂施工曲线。
具体实施方式:
实施例1、本实施方式的低温低残留压裂液由以下重量百分比的成分混合而成:增稠剂0.18%、表面活性剂0.06%、破乳剂0.083%、粘土稳定剂0.4%、杀菌剂0.02%、消泡剂0.02%、破胶剂0.00066%、破胶催化剂0.0003%,余量为水。
实施例2、本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成:中低温低残留压裂液,增稠剂0.22%、表面活性剂0.08%、破乳剂0.06%、粘土稳定剂0.3%、杀菌剂0.02%、消泡剂0.02%、破胶剂0.001%、破胶催化剂0.0002%,余量为水。
实施例3、本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成:中温低残留压裂液,增稠剂0.30%、表面活性剂0.12%、破乳剂0.1%、粘土稳定剂0.6%、杀菌剂0.18%、消泡剂0.09%、破胶剂0.06%、破胶催化剂0.0006%,余量为水。该压裂液应用于C72-34井F4层为特低渗透砂岩储层,深度1241.8~1238.2m,储层中部温度约67℃。现场压裂施工顺利,平均砂比达到26%,压裂液返排率达到了72.9%,储层压后产油3.95t/d。施工曲线见图2,施工数据见表1。
C72-34井F4层施工数据 表1
实施例4、本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成:中高温低残留压裂液,增稠剂0.35%、表面活性剂0.08%、破乳剂0.05%、粘土稳定剂0.35%、杀菌剂0.028%、消泡剂0.05%、破胶剂0.03%、破胶催化剂0.0004%、余量为水。该压裂液应用于Z36-29井F64层为特低渗透砂岩储层,深度1880.0~2022.3m,储层中部温度约75℃。针对该层的压裂液体系在储层温度条件下,剪切1.0h,粘度为50.0mPa.s,能够满足施工的需要,压裂液流变曲线,见图1。施工数据见表3。与常规压裂液相比,低残留压裂液粘度仅有胍胶体系的1/10,就能达到同样的悬浮能力,见表2。
低残留压裂液与常规压裂液悬砂性能对比 表2
现场压裂施工平均砂比达到30%,压裂液返排率达到了68.9%,储层压后产油11.2t/d。
Z36-29井F64层施工数据 表3
实施例5、本实施方式的压裂液由以下重量百分比的成分混合而成:高温低残留压裂液,增稠剂0.5%、表面活性剂0.16%、破乳剂0.08%、粘土稳定剂0.8%、杀菌剂0.17%、破胶剂0.08%、破胶催化剂0.0008%、消泡剂0.08%及余量的水。
本发明所使用的增稠剂购自北京爱普聚合科技有限公司,型号APCF,主要功能提高水溶液的粘度,与交联剂形成冻胶,压裂施工时向地层携带支撑剂。
Claims (1)
1.一种大规模改造低残留压裂液,该压裂液包括下列组分,各组分按质量百分比配比:增稠剂APCF0.18~0.50%、表面活性剂2,2-二溴-3-氮川丙酰胺0.06~0.16%、破乳剂SP169 0.05~0.1%、粘土稳定剂0.3~0.9%、杀菌剂0.02~0.18%、消泡剂硅酮0.02~0.09%、破胶剂过硫酸铵0.00066~0.09%、破胶催化剂亚硫酸盐0.0002~0.0009%,余量为水;其中粘土稳定剂由3%十二烷基氯化铵、5.5%盐酸、2.5%亚硝酸钠及余量水;杀菌剂由异噻唑林、2,2-二溴-3-氮川丙酰胺和戊二醛按质量比14:3:8复配而成,上述百分数按质量百分比计。
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