CN103952133B - 一种压裂液降阻剂及其制备方法 - Google Patents
一种压裂液降阻剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN103952133B CN103952133B CN201310664044.XA CN201310664044A CN103952133B CN 103952133 B CN103952133 B CN 103952133B CN 201310664044 A CN201310664044 A CN 201310664044A CN 103952133 B CN103952133 B CN 103952133B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing fluid
- reducing agent
- friction
- friction reducer
- preparation
- 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.)
- Active
Links
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 title claims abstract description 52
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 38
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 14
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 12
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 5
- NWGKJDSIEKMTRX-MDZDMXLPSA-N Sorbitan oleate Chemical compound CCCCCCCC\C=C\CCCCCCCC(=O)OCC(O)C1OCC(O)C1O NWGKJDSIEKMTRX-MDZDMXLPSA-N 0.000 claims description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 4
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims description 4
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 claims description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 6
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 244000248021 Vitex negundo Species 0.000 description 2
- 235000010363 Vitex negundo Nutrition 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000009096 changqing Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/882—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
本发明涉及一种压裂液降阻剂及其制备方法,其特征是:该降阻剂是由以下组分配制而成:油相60~80%、分散剂1.0~5.0%、聚丙烯酰胺18.5~30%、非离子表面活性剂0.5~5.0%组成,上述百分数均为质量百分数。该油气井压裂用降阻剂使用浓度低,使用温度从常温到95℃;降低井下施工作业成本、保障油田的正常生产和可持续发展;该研究成果不仅具有明显的经济效益,而且具有重要的社会效益,具有很大的推广应用前景。
Description
技术领域
本发明涉及一种压裂液降阻剂及其制备方法,特别是一种油气井压裂用降阻剂。
背景技术
随着开采技术的进步,非常规油气藏是油气勘探开发的发展方向,由于非常规油气藏的储层条件较差,通常无法提供经济开采所需的渗流通道,多数都需实施水力压裂才能达到工业开采价值,但是常规的压裂液体系摩阻高,能量损失大,使压裂施工质量受到严重影响。添加降阻剂的压裂液具有摩阻低、返排率高等特点,因此受到国内外石油公司广泛关注。目前,压裂液中关键组分降阻剂大多依靠进口,价格昂贵,严重阻碍了我国致密砂岩油气资源的开发。
发明内容
本发明是针对压裂过程中压裂液摩阻高的问题,提出了一种降低压裂液摩阻的压裂液降阻剂及其制备方法,综合测试和应用证明,该降阻剂可以有效降低压裂液的摩阻,并且与常用压裂液体系的其他添加剂配伍性良好。
本发明的目的是通过下列技术方案实现的,一种压裂液降阻剂,其特征是:它是由以下组分配制而成:油相60~80%、分散剂1.0~5.0%、聚丙烯酰胺18.5~30%、非离子表面活性剂0.5~5.0%组成,上述百分数均为质量百分数。
所述的油相是白油。
所述的分散剂是微米或纳米级二氧化硅。
所述的聚丙烯酰胺分子量为1500万。
所述的非离子表面活性剂是司盘80、吐温80中的任意一种或组合。
所述的降阻剂的制备工艺包括如下步骤:
1)将配方量的非离子表面活性剂加入配方量的油相中,700r/min缓慢搅拌至混合均匀;
2)加入配方量的分散剂,300r/min匀速搅拌10min,使其分散均匀;
3)加入配方量的聚丙烯酰胺,以1000r/min匀速搅拌0.5h使其分散均匀,即得所述降阻剂。
所述的降阻剂加量是压裂液的0.05~0.1%,降阻率为70~80%。
本发明与现有技术相比具有以下技术效果:1)降阻剂使用浓度低,该降阻剂的添加浓度为0.05~0.1%,而常规降阻剂浓度为0.3~0.4%。2)具有耐高温的作用,0.1%降阻剂耐温能力达到95℃,而常规降阻剂耐温为80℃。3)该降阻剂的降阻率为70~80%,而常规降阻剂的降阻率最高60%。4)该降阻剂与现场常规添加剂配伍性良好,不影响压裂液性能。
下面结合实施例及实施例附图对本发明的降阻剂的组成、配制方法和实施方法作进一步详细说明,但不作为对本发明的限定。
附图说明
图1是使用本发明的压裂液体系的耐温曲线;
图2是使用本发明的压裂液体系的耐剪切曲线;
图3是使用本发明的测试压裂实施井例的施工曲线;
图4是未使用本发明的测试压裂实施井例的施工曲线。
具体实施方式
实施例
1
一种压裂液降阻剂,它是由以下组分按下述质量百分比配制而成:其特征是:它是由以下组分配制而成:油相69%、分散剂3.0%、聚丙烯酰胺25.5%、非离子表面活性剂2.5%组成(为最佳配方)。所述的油相是白油,分散剂是微米级二氧化硅,聚丙烯酰胺的分子量为1500万,非离子表面活性剂是司盘80。上述化学试剂均购于西安长庆油田分公司化工集团,地址陕西省咸阳市渭城区朝阳7路,邮编712042。该降阻剂适用于油、气井。
压裂液降阻剂配制如下:
①采用2m3反应釜中加入白油69kg;②缓慢加入2.5kg非离子表面活性剂,700r/min缓慢搅拌至混合均匀;②加入分散剂3 kg,300r/min匀速搅拌10min,使其分散均匀;③加入聚丙烯酰胺25.5 kg,以1000r/min匀速搅拌0.5h使其分散均匀,即得所述降阻剂。
将上述0.05 kg的降阻剂加入99.95 kg 、质量浓度为0.35%的羟丙基胍胶压裂液中,该压裂液耐温最高为95℃(附图1),而不加上述降阻剂,0.35%的羟丙基胍胶压裂液耐温最高为94℃,降阻剂对于压裂液的耐温性能没有影响。
实施例
2
一种压裂液降阻剂是由以下按质量百分比组分配制而成:油相60%、分散剂5.0%、聚丙烯酰胺30%、非离子表面活性剂5.0%组成。所述的油相是白油,分散剂是纳米级二氧化硅,非离子表面活性剂是吐温80。该降阻剂适用于油、气井。制备过程同实施例1。
将上述0.06 kg的降阻剂加入99.94 kg 、质量浓度为0.35%的羟丙基胍胶压裂液中,该压裂液在90℃经过PVS流变仪剪切60 min后,冻胶粘度为70 mPa·s(附图2),而不加上述降阻剂,0.35%的羟丙基胍胶压裂液在90℃经过PVS流变仪剪切60 min后,冻胶粘度为79.7 mPa·s,降阻剂对于压裂液的耐剪切性能没有影响。
实施例
3
一种压裂液降阻剂是由以下组分按下述质量百分比配制而成:油相80%、分散剂1.0%、聚丙烯酰胺18.5%、非离子表面活性剂0.5%组成。所述的油相是白油,分散剂是微米或纳米级二氧化硅,非离子表面活性剂是司盘80和吐温80按质量比1:1组合。上述化学试剂均购于西安长庆油田分公司化工集团,地址陕西省咸阳市渭城区朝阳7路,邮编712042,或其它市场购得均可。该降阻剂适用于油、气井。制备过程同实施例1。
将上述0.1 kg的降阻剂加入99.9 kg 、质量浓度为0.35%的羟丙基胍胶压裂液中,该压裂液的降阻率为71.2%,而不加上述降阻剂,0.35%的羟丙基胍胶压裂液的降阻率为49.5%。
实施例
4
本例给出了应用本发明的实施例1的添加降阻剂压裂液冻胶进行水力压裂的实例。
长庆油田黄平33-21井位于宁夏省盐池县大水坑镇,构造上属于陕北斜坡中部。井深3615.0m,完钻层位为长8层。储层电阻率33.93Ωm,储层孔隙度7.86%,储层渗透率0.37×10-3μm2,属于低孔特低渗储层,需要采用压裂技术进行开发。
2013年8月13日,对黄平33-21井进行了加砂压裂。共准备实施例1的降阻剂200kg,活性水30m3,主要施工参数是:排量1.8m3/min,喷射阶段50%滑溜水+50%胍胶基液混合,排量3.0m3/min,油压43.8-46.5MPa(图3),较不加降阻剂的液体泵压(46.2-54.6MPa)(图4)最高降低8.1MPa;替砂阶段50%滑溜水+50%胍胶基液混合,排量1.8m3/min,油压20.8MPa;50%胍胶基液+50%活性水,油压升至33.5MPa;现场施工情况表明降阻剂起到了明显的降低摩阻作用,考虑到井深变化,在大排量喷射阶段同等排量条件下降低6-7MPa。
本发明降阻剂加量只要是占压裂液总量的0.05~0.1%均可,本发明降阻剂的降阻率为70~80%。
本实施例没有详细叙述的部分和英文缩写属本行业的公知常识,在网上可以搜索到,这里不一一叙述。
本发明的降阻剂适用于不同储层的油、气井压裂施工。本发明可以大幅降低压裂施工摩阻。井下施工作业使用该技术可以降低井下作业成本、降低施工摩阻、保障油田的正常生产和可持续发展;该研究成果不仅具有明显的经济效益,而且具有重要的社会效益,具有很大的推广应用前景。
Claims (3)
1.一种压裂液降阻剂,其特征是:它是由以下组分配制而成:油相60~80%、分散剂1.0~5.0%、聚丙烯酰胺18.5~30%、非离子表面活性剂0.5~5.0%组成,上述百分数均为质量百分数;所述的油相是白油;所述的分散剂是微米或纳米级二氧化硅;所述的聚丙烯酰胺分子量为1500万;所述的非离子表面活性剂是司盘80、吐温80中的任意一种或组合。
2.根据权利要求1所述的一种压裂液降阻剂的制备方法,其特征是:所述的降阻剂的制备工艺包括如下步骤:
1)将配方量的非离子表面活性剂加入配方量的油相中,700r/min缓慢搅拌至混合均匀;
2)加入配方量的分散剂,300r/min匀速搅拌10min,使其分散均匀;
3)加入配方量的聚丙烯酰胺,以1000r/min匀速搅拌0.5h使其分散均匀,即得所述降阻剂。
3.根据权利要求2所述的一种压裂液降阻剂的制备方法,其特征是:所述的降阻剂加量是压裂液的0.05~0.1%,降阻率为70~80%。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310664044.XA CN103952133B (zh) | 2013-12-10 | 2013-12-10 | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201310664044.XA CN103952133B (zh) | 2013-12-10 | 2013-12-10 | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN103952133A CN103952133A (zh) | 2014-07-30 |
CN103952133B true CN103952133B (zh) | 2017-01-11 |
Family
ID=51329495
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201310664044.XA Active CN103952133B (zh) | 2013-12-10 | 2013-12-10 | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN103952133B (zh) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107523285A (zh) * | 2017-08-31 | 2017-12-29 | 中国石油大学(华东) | 一种新型油基压裂液及其制备方法 |
CN108843293A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-20 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种可重复利用降阻水体系的施工方法 |
CN108865100A (zh) * | 2018-05-29 | 2018-11-23 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种可重复利用降阻水体系 |
CN109135687A (zh) * | 2018-08-01 | 2019-01-04 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种页岩气压裂液用速溶型悬浮抗盐降阻剂及其制备方法 |
CN111154476A (zh) * | 2020-01-16 | 2020-05-15 | 彭辉 | 一种压裂用在线浓缩减阻液的制备原料、制备方法及应用 |
CN115011324B (zh) * | 2022-07-12 | 2024-01-05 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种方便使用的多功能降阻剂及其配制的滑溜水压裂液 |
CN116904178A (zh) * | 2023-02-28 | 2023-10-20 | 西南石油大学 | 一种油基悬浮减阻剂及其制备方法 |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101638569A (zh) * | 2008-07-31 | 2010-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油酸及其酯类衍生物减阻剂及其制备方法 |
CN101906295A (zh) * | 2010-04-21 | 2010-12-08 | 四川海盾石油新技术开发有限公司 | 水溶性稠油降粘剂 |
-
2013
- 2013-12-10 CN CN201310664044.XA patent/CN103952133B/zh active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101638569A (zh) * | 2008-07-31 | 2010-02-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油酸及其酯类衍生物减阻剂及其制备方法 |
CN101906295A (zh) * | 2010-04-21 | 2010-12-08 | 四川海盾石油新技术开发有限公司 | 水溶性稠油降粘剂 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN103952133A (zh) | 2014-07-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103952133B (zh) | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 | |
CN103045190B (zh) | 可溶性加重盐低伤害钻井液及其制备方法 | |
CN101555404B (zh) | 一种环保型低伤害无固相压井液及其应用 | |
CN103965844A (zh) | 低密度微泡修井液 | |
WO2015120751A1 (zh) | 页岩油气井压裂用试剂及其产品 | |
CN108612507B (zh) | 一种利用剪切增稠液体进行暂堵转向压裂的方法 | |
CN107057662A (zh) | 一种水基钻井液用封堵剂及其制备方法和应用 | |
CN106995687A (zh) | 一种干热岩用高温固井水泥浆及其制备方法 | |
CN103087692B (zh) | 一种耐高温钻井液及其配制方法和应用 | |
CN105969323A (zh) | 一种页岩气水平井用高密度水基钻井液 | |
CN108395172A (zh) | 一种穿越湖底采空区超长距离大直径钢顶管成套护壁浆液 | |
Da et al. | Application of high density non-aqueous fluid technology in the efficient development and production of super-deep complicated formations in the Tian Mountain Front Block | |
CN103215022B (zh) | 一种用于体积压裂的低摩阻液体 | |
曾慧勇 et al. | Research progress on fracturing-oil displacement integrated working fluid | |
CN110437811B (zh) | 一种适用于厄瓜多尔雨林的低伤害水基钻井液及制备方法 | |
CN101240161B (zh) | 一种钻井液用润滑防塌剂及其制备方法 | |
CN101144009B (zh) | 一种生物改性硅酸盐钻井液体系 | |
CN103571443A (zh) | 油田固井用纤维冲洗隔离液 | |
CN103666440B (zh) | 一种酸液速溶稠化剂及其制备方法 | |
Li et al. | Research and Application of the CO2 Dry Fracturing Technology | |
CN102977867B (zh) | 一种油气层保护剂及其制备方法 | |
Zhang et al. | Research and existing problems of pour point depressant/viscosity reducer for crude oil production | |
CN114605972A (zh) | 一种破碎带地层用强封堵防塌钻井液及其制备方法和其应用 | |
Jie | Performance evaluation and field application of new water-based drilling fluid system in protecting shale gas reservoir | |
Chuan et al. | Flexibility study of horizontal well cyclic steam simulation assisted by combination gas and cleanup addictive for shallow-thin heavy oil reservoir. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant | ||
TR01 | Transfer of patent right | ||
TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20211020 Address after: 100007 Oil Mansion, 9 North Avenue, Dongcheng District, Beijing, Dongzhimen Patentee after: CHINA NATIONAL PETROLEUM Corp. Patentee after: CNPC CHUANQING DRILLING ENGINEERING Co.,Ltd. Address before: 710018 room 1207, Changqing building, Changqing Xing Long Yuan District, Xi'an, Shaanxi Patentee before: CNPC CHUANQING DRILLING ENGINEERING Co.,Ltd. |