CN103254885B - 一种缓交联耐高温高密度压裂液 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种缓交联耐高温高密度压裂液；由原液及交联液组成，原液与交联液的体积比为10∶1；原液重量百分比为，羟丙基瓜尔胶0.5～0.65％，加重剂A？8～45％，加重剂B？6～30％，ZJ-07助排剂0.5～2％，pH值调节剂A？0.01～0.04％，余量为水；交联液重量百分比为，交联剂YGB？0.5～3％，交联剂HT？1～2％，pH值调节剂B0.1～0.4％，破胶剂0～0.35％，余量为水；该压裂液具有良好的耐温耐剪切性能，耐温能力最高可达145℃，在145℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在120Pa·S以上。

Description

一种缓交联耐高温高密度压裂液
技术领域
本发明涉及油井或天然气井的压裂增产工艺中所使用的压裂液技术领域，是一种适合异常高压、超深或致密油气藏压裂改造的新型缓交联耐高温高密度压裂液。
背景技术
水力压裂是低渗、特低渗储层油气井增产、水井增注、提高油气井产能和采收率的重要的增产措施之一。该技术是利用地面高压泵注，将液体压裂液是水力压裂改造油气层过程中的工作液，起着传递压力、形成地层裂缝、携带支撑剂进入裂缝的作用。
摘要随着世界石油工业形势日趋严峻，各类异常高压、超深或致密油气藏急需进行压裂改造。这类储层由于发育致密、构造应力作用强、地层孔隙压力高及储层伤害严重，地层的破裂压力和裂缝延仲压力较高，从而造成地面施工压力过高，有的甚至超过地面设备的承载能力而不得不终止施工。因此有必要对储层异常破裂压力成因进行分析，找出降低地面施工压力的措施，为异常高压、超深或致密油气藏高效开发提供技术依据。对于超深、高压、致密等特殊储层改造施工时井口压力高的难题，压裂液加重技术是目前非常行之有效的方法。
压裂液是水力压裂技术的重要组成部分，压裂液的性能直接影响压裂施工的成功率和效果。常规压裂液的密度较低，不能满足异常高压、超深或致密油气藏压裂施工的需要。提高压裂液的密度是降低井口施工压力的有效途径，国内外以前多采用溴化钠进行加重，该加重剂最高可加重到1.5*103kg/m3，但由于溴化钠对环境污染大且成本过高，现使用较少。现国内多采用氯化钾或氯化钠加重，而氯化钠加重的压裂液最大密度为1.18*103kg/m3，提供的液柱压力有限。
发明内容：
本发明的目的是提供一种耐高温达145℃，在145℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在120Pa·S以上的缓交联耐高温高密度压裂液。
本发明的技术方案是：
一种缓交联耐高温高密度压裂液，该缓交联耐高温高密度压裂液由原液及交联液组成，且原液与交联液的体积比为10∶1，均匀混合原液与交联液即可得到一种缓交联耐高温高密度压裂液。
该缓交联耐高温高密度压裂液原液所用原料及各组分的重量百分比为，羟丙基瓜尔胶0.5～0.65％，加重剂A8～45％，加重剂B6～30％，ZJ-07助排剂0.5～2％，pH值调节剂A0.01～0.04％，余量为水。
该缓交联耐高温高密度压裂液交联液所用原料及各组分的重量百分比为，交联剂YGB0.5～3％，交联剂HT1～2％，pH值调节剂B0.1～0.4％，破胶剂0～0.35％，余量为水。
上述配方中加重剂A为硝酸钠，该加重剂成本低廉，对环境无污染，且货源广泛。
上述配方中加重剂B为氯化钠或氯化钾的一种，最佳方案选择氯化钾。
上述配方中pH值调节剂A为乳酸、柠檬酸或盐酸中的一种，最佳方案选择柠檬酸。
上述配方中ZJ-07助排剂为氟碳类表面活性剂。
上述配方中交联剂YGB为一种有机硼交联剂，上述配方中交联剂HT为一种有机锆类温度稳定剂，该两种交联剂均由新疆油田公司采油工艺研究院中试厂提供。
上述配方中pH值调节剂B为NaOH或Na2CO3中的一种或几种，最佳方案选择NaOH。
上述配方中破胶剂为过硫酸钠和过硫酸氨中得一种或几种，并在施工过程中追加一定量的胶囊破胶剂和过硫酸钠。
本发明具有以下有益效果：
1.本发明的缓交联耐高温高密度压裂液具有良好的耐温耐剪切性能，耐温能力最高可达145℃，在145℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在120Pa·S以上。
2.本发明的缓交联耐高温高密度压裂液密度最高可达1.365*103kg/m3，突破了常规KCL或NaCL加重压裂液最高只能加重到1.18*103kg/m3的技术瓶颈，增加液柱压力，从而降低了施工压力。
3.本发明的缓交联耐高温高密度压裂液可以通过调整加重剂硝酸钠和氯化钾的比例来实现压裂液密度的可调，适应现场所需密度要求。且该加重剂成本低廉，对环境无污染，货源广泛。
4.本发明的缓交联耐高温高密度压裂液具有延迟交联特性，可以通过调整pH值调节剂的加量来实现交联时间的可调，交联时间可达2-3min。
5.本发明的缓交联耐高温高密度压裂液具有携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好等优点。
6.本发明的缓交联耐高温高密度压裂液在股份公司重点预探井西湖1井、石桥1井等现场成功应用6井次，无一口井砂堵，施工成功率100％，均取得良好的应用效果。其中西湖1井采用该压裂液体系现场顺利加完设计所用40m3覆膜陶粒，破胶良好，该井为截至目前新疆油田开展压裂工作以来所遇见破裂压力最大(118MPa)、井底温度最高(140.0℃)、改造井深最大(6139.0-6160.0m)的一口井，同时也创下了同期集团公司储层加砂压裂施工压力最高的记录。
异常破裂压力储层的地层破裂压力高，压裂施工难度较大，归结起来主要是储层地质和工程两个方面因素造成的。为了降低施工难度，应该主要从降低地层本身的破裂压力方面来考虑，辅助运用降低施工摩阻和增大液柱压力的措施来指导高破裂压力储层的增产改造施工。采用本发明的缓交联耐高温高密度压裂液配方体系，不仅压裂液密度可根据施工设计进行调整，而且压裂液携砂性能好、易破胶返排、对地层伤害小及低摩阻、低残渣、防膨效果好等优点。采用本发明的缓交联耐高温高密度压裂液配方体系，既能在施工初期降低地层破裂时的施工压力，又能保证裂缝的顺利延伸，降低了施工难度，简便可行。对于超深、高压、致密等特殊储层改造施工时井口压力高的难题，压裂液加重技术是目前非常行之有效的方法。因此，本发明的缓交联耐高温高密度压裂液在国内外的异常高压、超深或致密油气藏的压裂改造中具有良好的应用前景和推广价值。
附图说明
图1缓交联耐高温高密度压裂液145℃剪切曲线。
图2缓交联耐高温高密度压裂液140℃剪切曲线。
图3缓交联耐高温高密度压裂液100℃剪切曲线。
具体实施方式：
下面结合实施例对本发明作进一步描述。
实施例1：
一种缓交联耐高温高密度压裂液，该缓交联耐高温高密度压裂液由原液及交联组成，且原液与交联液的体积比为10∶1。均匀混合原液与交联液即可得到一种缓交联耐高温高密度压裂液。
该缓交联耐高温高密度压裂液原液所用原料及个组分的重量百分比为，羟丙基瓜尔胶0.55％，加重剂硝酸钠44.4％，ZJ-07助排剂1％，柠檬酸0.025％，余量为水。
该缓交联耐高温高密度压裂液交联液所用原料及个组分的重量百分比为，交联剂YGB2％，交联剂HT2％，pH值调节剂B0.32％，余量为水。
该配方所形成缓交联耐高温高密度压裂液的密度为1.365*103kg/m3，交联时间为3min，在145℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在120Pa·S以上。实验结果见图1。
实施例2，
与实施例1的不同之处在于：缓交联耐高温高密度压裂液原液所用原料及个组分的重量百分比为，羟丙基瓜尔胶0.55％，加重剂硝酸钠25％，加重剂氯化钾9％，ZJ-07助排剂1％，柠檬酸0.025％，余量为水。
该缓交联耐高温高密度压裂液交联液所用原料及个组分的重量百分比为，交联剂YGB2％，交联剂HT2％，NaOH0.32％，余量为水。
该配方所形成缓交联耐高温高密度压裂液的密度为1.21*103kg/m3，交联时间为3min，在140℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在280Pa·S以上。实验结果见图2。该配方该配方已成功应用于股份公司重点风险探井西湖1井，井深6139.0-6160.0m，井底温度140.0℃。施工过程中全程追加400Kg胶囊破胶剂和50Kg过硫酸钠，现场顺利加完设计所用40m3覆膜陶粒，破胶良好。该井为截至目前新疆油田开展压裂工作以来所遇见破裂压力最大(118MPa)、井底温度最高(140.0℃)、改造井深最大(6139.0-6160.0m)的一口井，同时也创下了同期集团公司储层加砂压裂施工压力最高的记录。
实施例3，
与实施例1的不同之处在于：缓交联耐高温高密度压裂液原液所用原料及个组分的重量百分比为，羟丙基瓜尔胶0.55％，加重剂硝酸钠41％，加重剂氯化钾10％，ZJ-07助排剂1％，柠檬酸0.025％，余量为水。
该缓交联耐高温高密度压裂液交联液所用原料及个组分的重量百分比为，交联剂YGB1.5％，交联剂HT1.5％，NaOH0.2％，过硫酸钠0.4％，余量为水。
所形成缓交联耐高温高密度压裂液的密度为1.33*103kg/m3，交联时间为2min。该配方在未加破胶剂的情况下，在100℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在100Pa·S以上。实验结果见图3。该配方已成功应用于股份公司重点风险探井石桥1井，井深4570-4578m，井底温度98.3℃，施工过程中追加25Kg过硫酸钠，现场顺利加完设计所用15m3陶粒，破胶良好。
实施例4，
与实施例1的不同之处在于：缓交联耐高温高密度压裂液原液所用原料及个组分的重量百分比为，羟丙基瓜尔胶0.5％，加重剂硝酸钠9.5％，加重剂氯化钾18％，ZJ-07助排剂1％，柠檬酸0.025％，余量为水。
该缓交联耐高温高密度压裂液交联液所用原料及个组分的重量百分比为，交联剂YGB2％，交联剂HT1.5％，NaOH0.25％，过硫酸氨0.2％，余量为水。
所形成缓交联耐高温高密度压裂液的密度为1.19*103kg/m3，交联时间为2.5min。该配方已成功应用于新疆油田公司重点风险探井沙门3井，井深4694-4710m，井底温度111.5℃，施工过程中全程追加150Kg胶囊破胶剂和50Kg过硫酸钠，现场顺利加完设计所用25m3陶粒，破胶良好。

Claims (1)

1.一种缓交联耐高温高密度压裂液，耐高温达145℃，在145℃、170S-1的条件下剪切90min粘度仍然保持在120Pa·S以上；其特征在于：
该缓交联耐高温高密度压裂液由原液及交联液组成，原液与交联液的体积比为10:1；均匀混合原液与交联液即可得到该种缓交联耐高温高密度压裂液；
所述的原液的组分按重量百分比为羟丙基瓜尔胶0.5～0.65％，加重剂A8～45％，加重剂B6～30％，ZJ-07助排剂0.5～2％，pH值调节剂A0.01～0.04％，余量为水；
所述的交联液组分按重量百分比为交联剂YGB0.5～3％，交联剂HT1～2％，pH值调节剂B0.1～0.4％，破胶剂0～0.35％，余量为水；
所述的加重剂A为硝酸钠；
所述的加重剂B为氯化钠或氯化钾中的一种；
所述的pH值调节剂A为乳酸、柠檬酸或盐酸中的一种；
所述的ZJ-07助排剂为氟碳类表面活性剂；
所述的交联剂YGB为一种有机硼交联剂；
所述的交联剂HT为一种有机锆类温度稳定剂；
所述的pH值调节剂B为NaOH或Na2CO3中的一种或几种；
所述的破胶剂为过硫酸钠和过硫酸铵中的一种或几种。
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