CN103232840B - 一种高密度压裂液及其配制方法 - Google Patents

一种高密度压裂液及其配制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103232840B
CN103232840B CN201310100633.5A CN201310100633A CN103232840B CN 103232840 B CN103232840 B CN 103232840B CN 201310100633 A CN201310100633 A CN 201310100633A CN 103232840 B CN103232840 B CN 103232840B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracturing liquid
high density
density
weighting agent
agent
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN201310100633.5A
Other languages
English (en)
Other versions
CN103232840A (zh
Inventor
崔会杰
杜爱红
李建平
崔培业
车航
余东合
胡文增
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
RENQIU CHEMICAL BRANCH HEBEI HUABEI PETROLEUM TIANCHENG INDUSTRIAL GROUP Co Ltd
Original Assignee
RENQIU CHEMICAL BRANCH HEBEI HUABEI PETROLEUM TIANCHENG INDUSTRIAL GROUP Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by RENQIU CHEMICAL BRANCH HEBEI HUABEI PETROLEUM TIANCHENG INDUSTRIAL GROUP Co Ltd filed Critical RENQIU CHEMICAL BRANCH HEBEI HUABEI PETROLEUM TIANCHENG INDUSTRIAL GROUP Co Ltd
Priority to CN201310100633.5A priority Critical patent/CN103232840B/zh
Publication of CN103232840A publication Critical patent/CN103232840A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN103232840B publication Critical patent/CN103232840B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Landscapes

  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Building Environments (AREA)

Abstract

本说明公开了一种高密度压裂液，本发明还提供了一种配制上述压裂液的方法。为解决上述技术问题，本发明采用以下技术方案：一种高密度压裂液，其配方为：各组分重量百分比为：0.4％～0.5％稠化剂；25％～47％加重剂；0.2％～0.4％多效添加剂；0.4％～0.6％助排剂；0.4％～0.6％交联剂；0.001％～0.1％破胶剂；其余为水；各组分重量百分比之和为百分之百。

Description

一种高密度压裂液及其配制方法
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，特别是一种适用于深层、异常高压油气储层的压裂改造的低成本高密度压裂液及其配制方法。
背景技术
随着油气藏勘探开发深度的不断增加，压裂改造需要的井口压力越来越高，深井-超深井的储层改造技术挑战越来越强，异常高压储层改造中的设备与管住不仅具有极大的安全风险，而且排量与砂比受到限制，致使压裂效果差。本发明研制优选出了价格便宜、加重效果好、与压裂液和地层配伍性能好的新型加重剂-硝酸钠与溴化钠复配物；研制优选出了密度(1.20g/cm3～1.61g/cm3)与耐温性能(120℃～180℃)可调的高密度压裂液体系，现场应用取得了较好的经济效益与社会效益。本发明采用硝酸钠与溴化钠(比例根据密度要求调整)复配物进行加重，成本低、效果好，常温下密度最高达1.61g/cm3，压裂液具有延迟交联、摩阻低、耐温、抗剪切性能好等优点，既能满足深井、异常高压油气储层的压裂改造对压裂液提出的高密度、耐高温要求，又能降低成本，具有广阔的市场前景。
发明内容
本发明所解决的技术问题是提供一种高密度压裂液，既能满足深井、异常高压油气井的储层压裂改造对压裂液提出的高密度、耐高温要求，又能降低压裂液成本。本发明还提供了一种配制上述压裂液的方法。
为解决上述技术问题，本发明采用以下技术方案：一种高密度压裂液，其配方为：各组分重量百分比为：0.4％～0.5％稠化剂；25％～47％加重剂；0.2％～0.4％多效添加剂；0.4％～0.6％助排剂；0.4％～0.6％交联剂；0.001％～0.1％破胶剂；其余为水；各组分重量百分比之和为百分之百。
所述高密度压裂液密度在密度在1.20g/cm3～1.61g/cm3之间。
所述稠化剂采用羟丙基胍胶。
所述加重剂采用硝酸钠与溴化钠的复配物。
所述多效添加剂为甲胺与三乙醇胺的混合物。
所述破胶剂采用过硫酸铵。
下面对各成分的作用进一步说明：
多效添加剂，有机胺的混合物，具有调节pH值，提高压裂液的耐温性(≥120℃)，和具有较好的抑菌防腐作用(常温下压裂液放置7天，粘度下降≤10％)；
加重剂，根据密度要求，将硝酸钠与溴化钠按比例混合复配。进一步的，当密度在1.20g/cm3～1.35g/cm3时，硝酸钠∶溴化钠＝1∶0；当密度在1.36g/cm3～1.61g/cm3时，硝酸钠∶溴化钠＝5∶1～25。常温下溶解度≥89，密度最高达1.61g/cm3。
本发明还提供了一种配制上述压裂液的方法，其流程为：
(1)首先在配液大罐中加入水，在循环条件下加入羟丙基胍胶，大排量循环15分钟；
(2)液体粘度≥60mPa·s后，再加入加重剂，搅拌溶解完全后再加入非离子型助排剂、多效添加剂，循环10分钟，使大罐内液体均匀一致；
(3)在压裂施工时，通过压裂混砂车在配制好的上述原胶液中再加入交联剂与破胶剂。
本发明所具有的积极效果是：本发明采用硝酸钠与溴化钠(比例根据密度要求调整)复配物进行加重，成本低、效果好，常温下密度最高达1.61g/cm3，压裂液具有延迟交联、摩阻低、耐温、抗剪切性能好等优点，既能满足深井、异常高压油气储层的压裂改造对压裂液提出的高密度、耐高温要求，又能降低成本，具有广阔的市场前景。其优点在于：
(1)密度在1.20g/cm3～1.61g/cm3可调；
(2)耐温性能在120℃～180℃可调；
(3)交联时间在1～5分钟可调；
(4)耐温抗剪切性能好，在120℃～180℃、170s-1时连续剪切2小时，粘度≥60mPa·s。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合具体实施方式，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对发明的限定。
当压裂液密度在1.20g/cm3时，需要加入25％加重剂，加重剂为硝酸钠；当压裂液密度在1.61g/cm3时，需要加47％的加重剂，为加重剂硝酸钠与溴化钠的复配物，硝酸钠∶溴化钠＝1∶5。
具体实施例1，一种低成本高密度压裂液，各组分重量百分比为：0.4％羟丙基胍胶；37％加重剂，加重剂为硝酸钠；0.2％多效添加剂；0.5％助排剂；0.4％交联剂；0.002％～0.1％过硫酸铵；其余为水；各组分重量百分比之和为百分之百。
具体实施例2，一种低成本高密度压裂液，各组分重量百分比为：0.45％羟丙基胍胶；40％加重剂，其中硝酸钠∶溴化钠＝5∶1；0.2％多效添加剂；0.5％助排剂；0.4％交联剂；0.001％～0.1％过硫酸铵；其余为水；各组分重量百分比之和为百分之百。
具体实施例3，一种低成本高密度压裂液，各组分重量百分比为：0.45％羟丙基胍胶；42％加重剂，其中硝酸钠∶溴化钠＝3∶1；0.2％多效添加剂；0.5％助排剂；0.4％交联剂；0.001％～0.1％过硫酸铵；其余为水；各组分重量百分比之和为百分之百。
以上实施例中，压裂液的配制步骤为：
1、首先在配液大罐中加入水，在循环条件下加入羟丙基胍胶，大排量循环15分钟；
2、液体粘度≥60mPa·s后，再加入加重剂，搅拌溶解完全后再、非离子型助排剂、交联调节剂与抑菌防腐剂，循环10分钟，使大罐内液体均匀一致。
3、在压裂施工时，通过混砂车在配置好的上述原胶液中再加入0.4％交联剂，按楔形0.002％～0.1％加入过硫酸铵。
下面给出工程案例：
家29-7井深3445.0～3465.4m，温度125℃，使用高密度压裂液，施工排量5m3/min，井口压力72MPa，加砂50.7m3，平均砂比21.2％。
家29-2井深3471.0～3477.4m，使用普通压裂液，施工排量3.5m3/min，井口压力高达83MPa，加砂28.8m3，平均砂比仅有8.74％。
岔71-21X井3742.8～3751.4m，温度132℃，使用高密度压裂液，排量5.5m3/min，井口压力57MPa，加砂量38.7m3，平均砂比22.3％，压后投产效果较好，压前抽汲油花，压后5mm油嘴自喷日产原油15.58吨。
家59井井深3743.4～3784.0m，温度136℃，使用高密度压裂液压裂施工2层，施工排量5m3/min，井口压力60～65MPa，二层加砂(45m3+29.6m3)＝74.6m3，平均砂比23.3％井，压后投产效果较好，压前停产，压后3mm油嘴自喷日产原油11.9吨。

Claims (6)

1.一种高密度压裂液，其特征在于，配方为：各组分重量百分比为：0.4％～0.5％稠化剂；25％～47％加重剂；0.2％～0.4％多效添加剂；0.4％～0.6％助排剂；0.4％～0.6％交联剂；0.001％～0.1％破胶剂；其余为水；各组分重量百分比之和为百分之百，所述高密度压裂液密度在1.20g/cm3～1.61g/cm3之间，所述多效添加剂为甲胺与三乙醇胺的混合物。
2.按照权利要求1所述的高密度压裂液，其特征在于，当压裂液密度在1.20g/cm3～1.35g/cm3时，所述加重剂中硝酸钠︰溴化钠＝1︰0；当压裂液密度在1.36g/cm3～1.61g/cm3时，所述加重剂中硝酸钠︰溴化钠＝5︰1～25，溴化钠的比例随密度增高而增高。
3.按照权利要求1所述的高密度压裂液，其特征在于，所述稠化剂采用羟丙基胍胶。
4.按照权利要求1所述的高密度压裂液，其特征在于，所述破胶剂采用过硫酸铵。
5.一种配制高密度压裂液的方法，其特征在于，流程为：
(1)首先在配液大罐中加入水，在循环条件下加入0.4％～0.5％羟丙基胍胶，大排量循环15分钟；
(2)当液体粘度≥60mPa·s后，再加入25％～47％加重剂，搅拌溶解完全后再加入0.4％～0.6％非离子型助排剂、0.2％～0.4％多效添加剂，所述多效添加剂为甲胺与三乙醇胺的混合物，循环10分钟，使大罐内液体均匀一致；
(3)在压裂施工时，通过压裂混砂车在按步骤一与步骤二配制好的上述原胶液中再加入0.4％～0.6％交联剂与0.001％～0.1％破胶剂。
6.按照权利要求5所述的配制高密度压裂液的方法，其特征在于，所述加重剂采用硝酸钠与溴化钠的复配物。
CN201310100633.5A 2013-03-27 2013-03-27 一种高密度压裂液及其配制方法 Expired - Fee Related CN103232840B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310100633.5A CN103232840B (zh) 2013-03-27 2013-03-27 一种高密度压裂液及其配制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201310100633.5A CN103232840B (zh) 2013-03-27 2013-03-27 一种高密度压裂液及其配制方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN103232840A CN103232840A (zh) 2013-08-07
CN103232840B true CN103232840B (zh) 2016-01-20

Family

ID=48880912

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201310100633.5A Expired - Fee Related CN103232840B (zh) 2013-03-27 2013-03-27 一种高密度压裂液及其配制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN103232840B (zh)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103980875A (zh) * 2014-05-20 2014-08-13 中国石油化工股份有限公司 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法
CN105441058A (zh) * 2015-12-16 2016-03-30 中国石油天然气股份有限公司 一种耐高温的低浓度瓜胶加重压裂液及其应用
CN108641700B (zh) * 2018-05-18 2020-10-09 陕西省石油化工研究设计院 一种多效压裂助剂及其制备方法与应用
CN112322274B (zh) * 2020-11-27 2022-12-20 西安石油大学 可重复水基压裂液的制备方法、破胶剂及破胶剂的应用

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1869149A (zh) * 2006-07-07 2006-11-29 中国石油天然气股份有限公司 高密度压裂液

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1869149A (zh) * 2006-07-07 2006-11-29 中国石油天然气股份有限公司 高密度压裂液

Also Published As

Publication number Publication date
CN103232840A (zh) 2013-08-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103265943B (zh) 低浓度胍胶压裂体系交联剂及其制备工艺
CN103666437B (zh) 一种压裂液
CN103215024B (zh) 海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液
CN103232840B (zh) 一种高密度压裂液及其配制方法
CN101724388B (zh) 适用于160℃-200℃地层加砂压裂的交联剂
CN102634328B (zh) 羧甲基羟丙基胍胶压裂液
CN102676148B (zh) 一种高密度低摩阻压裂液
CN104629697B (zh) 一种耐温冻胶
CN104531128A (zh) 一种胍胶压裂液体系
CN102516961B (zh) 一种适用于高温油藏的有机/无机交联体系堵剂
CN103497753B (zh) 一种适用于高矿化度水压裂液的交联剂
CN102559162B (zh) 低压稀油井防漏型暂堵剂
CN108342189B (zh) 一种基于生物多糖的环保型油田采油用复合物及其应用
CN106566521B (zh) 一种阴离子清洁压裂液及其破胶剂的制备及用途
CN103911134A (zh) 复合型调剖堵水剂
CN104531105B (zh) 一种低压砂岩储层气井的暂堵修井液及配制方法
CN110792421B (zh) 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺
CN109209331A (zh) 一种裂缝型储层全支撑压裂方法
CN104312573A (zh) 一种压裂用免交联乳液增稠剂及其制备方法
CN111040752B (zh) 一种低吸附压裂液体系及其制备方法
WO2018108186A1 (zh) 一种兼具洗油作用的自生酸诱导增粘调控体系及制备方法
CN103911138A (zh) 密度可调型复合加重压裂液
CN103865503A (zh) 新型耐高温无机颗粒—凝胶复配双液封堵剂及其封堵方法
CN103670359A (zh) 一种植物胶压裂液非降解性破胶的方法
CN108690597A (zh) 一种滑溜水压裂液

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
CB03 Change of inventor or designer information

Inventor after: Cui Huijie

Inventor after: Du Aihong

Inventor after: Li Jianping

Inventor after: Cui Peiye

Inventor after: Che Hang

Inventor after: Yu Donghe

Inventor after: Hu Wenzeng

Inventor before: Cui Huijie

Inventor before: Li Jianping

Inventor before: Yu Donghe

Inventor before: Du Aihong

Inventor before: Che Hang

Inventor before: Cui Peiye

COR Change of bibliographic data
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20160120

Termination date: 20170327