CN103773352A - 一种泡排压裂液 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种泡排压裂液，按在压裂液冻胶中的重量比，超级瓜胶为0.33~0.45%，助溶剂为0.1%，无机粘稳剂为1~3%，有机粘稳剂为0.2~0.4%，杀菌剂为0.1~0.2%，pH调节剂为0.1~0.2%，起泡助排剂为1~1.5%，交联剂为0.2~0.22%，破胶剂为0.005~0.5%，其余为水。本发明的泡排压裂液具有现场配制方便，粘度高，低摩阻，悬砂性好，热稳定性及剪切稳定性好，滤失少，对地层伤害小等优点，达到了《压裂液通用性能指标》和施工要求。根据现场情况看出泡排压裂液在运用过程中的返排率较高，返排时间短，从而减小了对地层的二次伤害，同时获得了工业气流，带来了较好的经济效益，适合于合川区块大范围、大规模推广应用，前景广阔。

Description

一种泡排压裂液

技术领域

本发明涉及油气田开发领域，具体涉及一种水力压裂增产措施中使用的工作液体泡排压裂液。

背景技术

压裂工艺是油气井增产的一项主要措施。压裂液的研究是水力压裂技术的重要环节，是决定压裂施工成功与效果的关键因素。

川渝地区大多数气藏，如合川地区的须二段储集岩主要为长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩，高含水饱和度，具速敏、酸敏、水敏性。这种储层在油气增产过程中应尽量避免或减少对储层的损害。在储层伤害中，聚合物压裂液的残渣含量和破胶液的返排效率都是原因。

通常情况下，目前所使用的水溶性聚合物是瓜胶或瓜胶衍生物，所用的瓜胶衍生物包括常用的羟丙基瓜胶、羧甲基瓜胶还有经过表面化学改性过后的羟丙基瓜胶——超级瓜胶等。在施工过程中压裂液必须具备足够高的粘度以保证顺利携砂和尽量减少液体滤失到地层中。压裂液滤失后，聚合物会在裂缝面浓缩成滤饼，影响裂缝面的气相渗透率；滞留于地层的压裂液残渣亦会堵塞油气层的孔隙区，严重影响孔隙区气相渗透率，对于油气井的增产有很大的影响。因此我们要选择残渣含量低的聚合物，并优化聚合物用量，尽量降低聚合物用量，以达到聚合物使用浓度更低的情况下具备足够高的粘度。

其次，低压低渗气藏由于具低压、低渗特性，且孔隙喉道细小、毛细管力大，造成流体进入储层容易、返排困难。同时又由于地层压力系数低(普遍低于静水柱压力)，不能提供足够大的压差，导致油气不能及时排驱工作液残液，长时间滞留压裂场（集中于最难返排的远井区）部分孔隙区，容易导致较严重的“水锁”伤害。川西蓬莱镇组岩心压裂液水锁损害实验结果表明：“水锁”伤害占压裂液总伤害的74.1～87.8%，所以，“水锁”伤害是压裂最主要、最严重的伤害，也是该气藏压裂环节对气产能影响最大的因素。

降低残液水锁损害率真正可行的主要有两种途径，一是尽量降低液体表面张力，二是使接触角向90°逼近。改善压裂液的综合性能，特别是助排性能。选用返排性能优异的助排剂、破胶剂和起泡剂，并合理加大破胶剂和助排剂浓度，从返排机理而言，通过尽力降低表面张力、增大接触角、破胶更彻底、以发泡形式降低返排时液柱压力的综合作用，提高残液返排效能；同时，压裂施工中全程伴注氮气增能，并尽量提高氮气伴注排量和规模。通过增效增能最大限度提高残液自身的返排性能。

因此，就要求我们开发残渣含量小，起泡助排能力强，同时，在现场应用中摩阻系数较低的压裂液体系，以满足合川区块气藏油气井增产的需要。

发明内容

本发明的目的是提供一种残渣含量小，起泡助排能力强，摩阻系数较低的泡排压裂液。

本发明的技术方案为：一种泡排压裂液，按在压裂液冻胶中的重量比，超级瓜胶为0.33～0.45%，助溶剂为0.1%，无机粘稳剂为1～3%，有机粘稳剂为0.2～0.4%，杀菌剂为0.1～0.2%，pH调节剂为0.1～0.2%，起泡助排剂为1～1.5%，交联剂为0.2～0.22%，破胶剂为0.005～0.5%，其余为水。

进一步地，所述超级瓜胶是中国石油化学昆山公司的透明压裂增稠剂，型号为JK101。该稠化剂是经过表面化学改性后的羟丙基瓜胶,特点有：分散快，但需要助溶剂才起粘。使用中一般无鱼饵，但起粘慢。

进一步地，所述起泡助排剂是四川川庆井下科技有限公司的油气田压裂酸化用起泡助排剂。该起泡助排剂由30%氟碳、0.4%烷基酚聚氧乙烯醚和水搅拌混合制成，是一种新型高效起泡剂，表面张力低、接触角大、稳泡能力强。

进一步地，所述无机粘土稳定剂为氯化钾。

进一步地，有机粘土稳定剂产品代号为TDC-15（广汉市华星新技术开发研究所生产）。

进一步地，所述交联剂为硼砂交联剂。

进一步地，所述杀菌剂为新洁尔灭。

进一步地，所述PH值调节剂为碳酸钠，使压裂液的PH值保持在9～10。

进一步地，所述助溶剂为柠檬酸。

进一步地，所述的破胶剂为过硫酸铵。

本发明与现有技术相比具有如下优点：

本发明的泡排压裂液具有现场配制方便，粘度高，低摩阻，悬砂性好，热稳定性及剪切稳定性好，滤失少，对地层伤害小等优点，达到了《压裂液通用性能指标》和施工要求。根据现场情况看出泡排压裂液在运用过程中的返排率较高，返排时间短，从而减小了对地层的二次伤害，同时获得了工业气流，带来了较好的经济效益，适合于合川区块大范围、大规模推广应用，前景广阔。

附图说明

图1是实施例1冻胶耐温耐剪切曲线，

图2是实施例2冻胶耐温耐剪切曲线，

图3是实施例3冻胶耐温耐剪切曲线，

图4是实施例4冻胶耐温耐剪切曲线。

具体实施方式

下面根据附图和实施例进一步说明本发明的制作方法，泡排压裂液交联冻胶的组成、性能和实施方法。

本专利涉及的物质：超级瓜胶购买于中国石油化学昆山公司；起泡助排剂购买于四川川庆井下科技有限公司；交联剂和杀菌剂购买于四川川庆井下科技有限公司；有机粘土稳定剂购买于广汉市华星新技术开发研究所；氯化钾购买于俄罗斯乌拉尔钾肥进出口公司；过硫酸铵购买于陕西宝化科技有限责任公司；柠檬酸购买于云南燃二化工有限公司；新洁尔灭购买于；碳酸钠购买于自贡鸿鹤化工股份有限公司。

与现有的其他压裂液相比，本发明的泡排压裂液从四个方面改进了压裂液的性能。

（1）泡排压裂液选用了中国石油化学昆山公司的JK101透明压裂增稠剂。虽然超级瓜胶和常规瓜胶压裂液岩心损害率都在9.74～12.8%之间，都属于低伤害压裂液。但试验表明，超级瓜胶比相同加量的常规瓜胶残渣含量更低。超级瓜胶比常规瓜胶对于岩心的液体渗透率和气体渗透率的损害都更低。具体实验数据如下表。在同等条件下，使用超级瓜胶做为压裂液的稠化剂会对油气层产生更小的伤害，更有利于持久而稳定的油气井增产。

表1超级瓜胶和普通瓜胶的残渣对比数据

0.45%稠化剂	GHPG超级瓜胶	HPG普通羟丙基瓜胶
			残渣(mg/L)	128	538

同时，超级瓜胶除了对地层伤害更小以外，在现场配制也更快捷、方便，配制出的压裂液均匀、不起鱼眼、粘度适中，既具备悬砂能力，又能够有效降低施工摩阻。

（2）泡排压裂液在实际的施工应用时，通过楔形破胶剂加入程序，根据实际的施工时间来灵活的控制破胶的时间，使破胶更及时彻底，破胶液粘度更低，控制和减少稠化剂聚合物的浓缩伤害。

表2超级瓜胶泡排压裂液残液数据

（3）针对低压气藏水敏性强、贾敏效应严重、返排能量不足、压裂液返排困难的储层特征，泡排压裂液配方中加入新型高效起泡助排剂SD2-10，该起泡助排剂表面张力低、接触角大、稳泡能力强。用该起泡助排剂配制0.3%的水溶液，测试其表面张力为22.4mN/m，接触角50.56度、测试稳泡能力，起始泡沫高度为175mm,3min泡沫高度157mm。从返排机理而言，通过降低破胶液的表面张力和接触角，进入井底后，借助天然气流或者补充一定量的氮气的搅动，生成大量低密度的含水泡沫，随气流从井底携带到地面，通过返排残液中的泡沫降低了残液在井筒中的液柱压力，更有利于形成自喷排液局面，提高施工效果。

（4）降低压裂液在泵注过程中的摩阻。在现场应用上，泡排压裂液的摩阻也比较低。具体数据对比见下表。

表307年合川区块部分井现场摩阻数据

表4 09年合川区块部分井现场摩阻数据

对比表3和表4中的摩阻系数可以看到，09年使用泡排压裂液的井次施工中平均摩阻系数下降了0.08。

实施例1

在容量为2000mL混调器中加入987mL水，在搅拌状态下加入20gKCL，再称取3.8g超级瓜胶，在搅拌状态下将其缓慢加入水中，接着加入0.5g柠檬酸，高速搅拌5min；然后加入2.2mL TDC-15、1.1mL新洁尔灭、10mL起泡助排剂和2g碳酸钠；在混调器中搅拌15min，完成基液的配制，取上述配制的基液100mL在搅拌下加入0.2mL硼砂交联剂，继续搅拌2min后，基液与交联剂完全反应，形成能挑挂的冻胶，完成冻胶液配制。搅拌下往交联形成的冻胶中加入0.2g过硫酸铵，在70℃水浴中保持恒温，2h后，冻胶完全破胶水化。用ZNN-D6S六速旋转粘度计测得基液表观粘度为45mPa.s（170S^-1下），pH值为9；用RS6000流变仪测试冻胶耐温耐剪切性能，配制的冻胶在70℃，170S^-1下剪切120min后，粘度保持在150mPa.s以上，数据见图1，用ZNN-D6S六速旋转粘度计测试破胶液粘度为3mPa.s，用A601表面界面张力仪测得破胶液表面张力为20.0mN/m。

实施例2

在容量为2000mL混调器中加入987mL水，在搅拌状态下加入20gKCL，再称取3.6g超级瓜胶，在搅拌状态下将其缓慢加入水中，接着加入0.5g柠檬酸，高速搅拌5min；然后加入2.2mL TDC-15、1.1mL新洁尔灭、10mL起泡助排剂和1.5g碳酸钠；在混调器中搅拌15min，完成基液的配制，取上述配制的基液100mL在搅拌下加入0.2mL硼砂交联剂，继续搅拌2min后，基液与交联剂完全反应，形成能挑挂的冻胶，完成冻胶液配制。搅拌下往交联形成的冻胶中加入0.2g过硫酸铵，在70℃水浴中保持恒温，2h后，冻胶完全破胶水化。用ZNN-D6S六速旋转粘度计测得基液表观粘度为40mPa.s（170S^-1下），pH值为9；用RS6000流变仪测试冻胶耐温耐剪切性能，配制的冻胶在70℃，170S^-1下剪切120min后，粘度保持在130mPa.s以上，数据见图2，用ZNN-D6S六速旋转粘度计测试破胶液粘度为2mPa.s，用A601表面界面张力仪测得破胶液表面张力为20.1mN/m。

实施例3

在容量为2000mL混调器中加入987mL水，在搅拌状态下加入10gKCL，再称取3.8g超级瓜胶，在搅拌状态下将其缓慢加入水中，接着加入0.5g柠檬酸，高速搅拌5min；然后加入2.2mL TDC-15、1.1mL新洁尔灭、10mL起泡助排剂和2g碳酸钠；在混调器中搅拌15min，完成基液的配制，取上述配制的基液100mL在搅拌下加入0.2mL硼砂交联剂，继续搅拌2min后，基液与交联剂完全反应，形成能挑挂的冻胶，完成冻胶液配制。搅拌下往交联形成的冻胶中加入0.2g过硫酸铵，在70℃水浴中保持恒温，2h后，冻胶完全破胶水化。用ZNN-D6S六速旋转粘度计测得基液表观粘度为44mPa.s（170S^-1下），pH值为9；用RS6000流变仪测试冻胶耐温耐剪切性能，配制的冻胶在70℃，170S^-1下剪切120min后，粘度保持在150mPa.s以上，数据见图3，用ZNN-D6S六速旋转粘度计测试破胶液粘度为3.5mPa.s，用A601表面界面张力仪测得破胶液表面张力为20.2mN/m。

实施例4

在容量为2000mL混调器中加入987mL水，在搅拌状态下加入10gKCL，再称取3.6g超级瓜胶，在搅拌状态下将其缓慢加入水中，接着加入0.5g柠檬酸，高速搅拌5min；然后加入2.2mL TDC-15、1.1mL新洁尔灭、10mL起泡助排剂和1.5g碳酸钠；在混调器中搅拌15min，完成基液的配制，取上述配制的基液100mL在搅拌下加入0.2mL硼砂交联剂，继续搅拌2min后，基液与交联剂完全反应，形成能挑挂的冻胶，完成冻胶液配制。搅拌下往交联形成的冻胶中加入0.2g过硫酸铵，在70℃水浴中保持恒温，2h后，冻胶完全破胶水化。用ZNN-D6S六速旋转粘度计测得基液表观粘度为40mPa.s（170S^-1下），pH值为9；用RS6000流变仪测试冻胶耐温耐剪切性能，配制的冻胶在70℃，170S^-1下剪切120min后，粘度保持在130mPa.s以上，数据见图4，用ZNN-D6S六速旋转粘度计测试破胶液粘度为3mPa.s，用A601表面界面张力仪测得破胶液表面张力为20.0mN/m。

Claims (10)

1.一种泡排压裂液，其特征在于：按在压裂液冻胶中的重量比，超级瓜胶为0.33~0.45%，助溶剂为0.1%，无机粘稳剂为1~3%，有机粘稳剂为0.2~0.4%，杀菌剂为0.1~0.2%，pH调节剂为0.1~0.2%，起泡助排剂为1~1.5%，交联剂为0.2~0.22%，破胶剂为0.005~0.5%，其余为水。

2. 根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述超级瓜胶是经过表面化学改性后的羟丙基瓜胶，为中国石油化学昆山公司的代号为JK101的透明压裂增稠剂。

3.根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述起泡助排剂的重量组成为：30%氟碳、0.4%烷基酚聚氧乙烯醚，余量为水，搅拌混合制成。

4. 根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述无机粘土稳定剂为氯化钾。

5. 根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：有机粘土稳定剂为广汉市华星新技术开发研究所生产的TDC-15。

6. 根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述交联剂为硼砂交联剂。

7. 根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述杀菌剂为新洁尔灭。

8. 根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述pH值调节剂为碳酸钠，使压裂液的pH值保持在9~10。

9.  根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述助溶剂为柠檬酸。

10.根据权利要求1所述的一种泡排压裂液，其特征在于：所述的破胶剂为过硫酸铵。

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