CN103980875A - 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法 - Google Patents

一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法 Download PDF

Info

Publication number
CN103980875A
CN103980875A CN201410212694.5A CN201410212694A CN103980875A CN 103980875 A CN103980875 A CN 103980875A CN 201410212694 A CN201410212694 A CN 201410212694A CN 103980875 A CN103980875 A CN 103980875A
Authority
CN
China
Prior art keywords
agent
fracturing liquid
fracturing fluid
fracturing
density
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.)
Pending
Application number
CN201410212694.5A
Other languages
English (en)
Inventor
李升芳
金智荣
殷玉平
李太伟
张华丽
王进涛
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.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Jiangsu Oilfield Co
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Jiangsu Oilfield Co
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 China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Jiangsu Oilfield Co filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201410212694.5A priority Critical patent/CN103980875A/zh
Publication of CN103980875A publication Critical patent/CN103980875A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

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
    • C09K8/685—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
    • C09K8/84—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
    • C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
    • 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
    • C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
    • 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
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes

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)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

本发明涉及储层压裂施工中一种高密度羧甲基羟丙基胍胶压裂液及采用该压裂液增大压裂液静液柱压力的方法，其高密度压裂液各组分的质量百分比为：稠化剂0.45~0.58%，加重剂25~45%，促进剂0.4~0.5%，粘土稳定剂0.3~0.5%，助排剂0.3~0.5%，交联剂0.1~0.3%，pH调节剂0.04~0.06%，延迟破胶剂0.005~0.01%，余量为水，所述加重剂为硝酸钠，所述稠化剂为羧甲基羟丙基胍胶。本发明采用硝酸钠进行加重，具有成本低、与羧甲基羟丙基胍胶压裂液配伍性好，配制而成的压裂液在常温下密度最高可达1.36g/cm3，并且压裂液具有延迟交联、摩阻低、耐温和抗剪切性能好、对储层伤害低等优点，能够满足180℃以内地层温度的深井、超深井压裂携砂要求，具有广阔的应用前景。

Description

一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法
技术领域
本发明涉及石油开采中的储层压裂改造技术领域，特别涉及一种高密度羧甲基羟丙基胍胶压裂液及采用该压裂液增大压裂液静液柱压力的方法。
背景技术
随着勘探开发的不断深入，油气资源越来越向深层致密方向发展，深井、超深井越来越多。这类深井、超深井不仅储层渗透性较差而且温度大多可能达到150℃以上。应用羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系在满足耐温携砂性能的同时还可以大大降低压裂液残渣对储层的伤害程度，其残渣含量通常只有常规羟丙基胍胶压裂液的1/3~1/2，因此有助于提高压裂效果。
但是羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系在深井、超深井应用过程中也面临井口施工压力较高的问题。为了提高深层致密储层动用程度和压裂效果，在进行大排量大砂量施工时井口施工压力通常达到80~90MPa甚至会超过100MPa。长时间的高压施工会对压裂设备提出更高要求，施工过程中容易出现设备故障而直接影响施工安全和施工成功率。
压裂施工时，井口施工压力：（1）
式中：Ps——井口施工压力，MPa；PB——地层破裂压力，MPa；Pf——压裂液摩擦阻力，MPa；PH——压裂液静液柱压力，MPa。
地层破裂压力主要是由地层岩石的力学特性决定的，是客观存在，因此从式（1）可以看出：要想减小压裂施工时井口施工压力可以通过减小压裂液的摩擦阻力和增大压裂液的静液柱压力来实现。其中，通过增加压裂静液柱压力来降低地面施工压力是一种有效的途径之一。
压裂液静液柱压力：（2）
式中：—压裂液密度，g/cm3；H—压裂储层深度，m。
从式（2）可以看出：增加压裂液的密度可以提高压裂液的静液柱压力。压裂液密度每提高0.1g/cm3，井筒中压裂液静液柱压力每千米可以提高近1MPa。例如对于5000m的井来说，压裂液密度如果提高0.2~0.3g/cm3，压裂液静液柱压力就增加10~15MPa，那么地面施工压力就减少10~15MPa，就将大大降低这类深井、超深井施工难度。
目前国内发明专利200610090681.0（高密度压裂液）提出可以采用NaCl、NaBr或者上述两者的混合物来加重常规羟丙基胍胶压裂液、羧甲基羟丙基胍胶压裂液等压裂液体系。但是NaCl加重压裂液密度偏低，最大加重压裂液密度仅1.1 g/cm3，对于深井、超深井地面施工压力降低程度有限。而NaBr加重压裂液效果明显，最大加重密度达3.2g/cm3,但是NaBr价格昂贵，并且具有毒性，容易对人体和环境造成伤害。因此需要优选价格适宜、加重密度效果较好的加重剂来开发一种高密度羧甲基羟丙基胍胶压裂液配方。
发明内容
本发明针对现有技术中储层压裂施工压力高的问题，提供一种高密度压裂液，以增加压裂施工中静液柱压力从而减小井口施工压力，提高施工的全安性和成功率。
本发明的目的是这样实现的，一种高密度压裂液，其各组分的质量百分比为：稠化剂0.45~0.58%，加重剂25~45%，促进剂0.4~0.5%，粘土稳定剂0.3~0.5%，助排剂0.3~0.5%，交联剂0.1~0.3%，pH调节剂0.04~0.06%，延迟破胶剂0.005~0.01%，余量为水，所述加重剂为硝酸钠，所述稠化剂为羧甲基羟丙基胍胶。
本发明采用硝酸钠进行加重，具有成本低、与羧甲基羟丙基胍胶压裂液配伍性好，配制而成的压裂液在常温下密度最高可达1.36g/cm3，并且压裂液具有延迟交联、摩阻低、耐温和抗剪切性能好、对储层伤害低等优点，能够满足180℃以内地层温度的深井、超深井压裂携砂要求，具有广阔的应用前景。
进一步优选的，所述促进剂为氢氧化钠、三乙醇胺和四甲基氢氧化铵的混合物。
再一步优选的，所述交联剂为有机锆交联剂。
又一步优选的，所述pH调节剂为柠檬酸。
采用上述配方的压裂液具有如下性能优点：
（1）压裂液密度在1.2~1.36g/cm3可调；
（2）压裂液耐温在120℃~180℃可调；
（3）压裂液耐温抗剪切性能好，在120℃~180℃、170s-1条件下连续剪切2小时，粘度保持在80mPa·s以上，具有较好的携砂性能。
为实现本发明的目的，本发明还提供一种采用上述压裂液进行储层压裂施工时增大压裂液静液柱压力的方法，以减小施工时井口施加的压力。主要包括如下过程：
（1）配制基液：通过压裂液配液车配制基液，并注入到配液大罐中，在循环条件下加入水、加重剂和pH调节剂，调整pH值为5.5-6.5，搅拌至完全溶解后加入稠化剂、促进剂、助排剂、粘土稳定剂，调整pH值为10.5-11.5，得到粘度大于60mPa.s的基液，使胍胶分子链得到充分溶胀；
（2）交联压裂液：通过交联泵添加交联剂，形成挑挂性能好的交联压裂液，交联的同时全程均匀加入延迟胶囊破胶剂。
具体实施方式
下面结合具体实施方式，对本发明做进一步详细说明。
实施例1
一种高密度压裂液，各组分重量百分比为：0.45%羧甲基羟丙基胍胶；25%硝酸钠加重剂，0.4%促进剂，0.3%粘土稳定剂，0.3%助排剂，0.2%有机锆交联剂，0.05%柠檬酸，0.005%延迟破胶剂，余量为水，各组分重量百分比之和为百分之百，最终压裂液的密度为1.2019 g/cm3。
实施例2
一种高密度压裂液，各组分重量百分比为：0.5%羧甲基羟丙基胍胶，40%硝酸钠加重剂，0.5%促进剂，0.3%粘土稳定剂，0.3%助排剂，0.2%有机锆交联剂，0.06%pH柠檬酸，0.008%延迟破胶剂，余量为水，各组分重量百分比之和为百分之百，最终压裂液的密度为1.3122 g/cm3
实施例3
一种高密度压裂液，各组分重量百分比为：0.58%羧甲基羟丙基胍胶；45%硝酸钠加重剂， 0.4%促进剂，0.3%粘土稳定剂，0.3%助排剂，0.2%有机锆交联剂， 0.06%pH柠檬酸，0.01%延迟破胶剂，余量为水，各组分重量百分比之和为百分之百。液体密度为1.3605 g/cm3
下面以XW3井段为例具体说明采用本发明的高密度压裂液进行压裂施工时增大压裂液静液柱压力的方法。
XW3井压裂井段为：储层深度为5045.1~5065.2m，储层渗透率0.1~0.55×10-3μm2，地层温度166℃。按照油管下深3500m，施工排量5.0m3/min，加砂53m3设计，若未加重羧甲基羟丙基胍胶压裂液，预计地面施工压力将达94MPa，在高压条件下进行长时间加砂无论对于设备安全运行还是施工排量等
措施调整都提出了极大的考验。为了降低地面施工压力，提高施工成功性，采用本发明的高密度羧甲基羟丙基胍胶压裂液进行压裂施工以增大压裂液静液柱压力。压裂液配方：0.58%羧甲基羟丙基胍胶+45%硝酸钠加重剂+0.3%粘土稳定剂+0.3%助排剂+0.4%促进剂+0.06%pH调节剂+0.2%交联剂+0.01%延迟破胶剂。
施工步骤如下：（1）通过压裂液配液车配制基液，并注入到配液大罐中，在循环条件下加入水45%硝酸钠加重剂和0.06%pH调节剂，调整pH值至6.5，搅拌溶解完全后加入0.58%稠化剂、0.4%促进剂、0.3%助排剂、0.3%粘土稳定剂至搅拌均匀，确定最佳交联pH值11.0；（2）通过交联泵添加0.2%有机锆交联剂，形成挑挂性能好的交联压裂液，同时全程加入0.01%延迟胶囊破胶剂。
    该井实际施工时施工排量5.0m3/min，实际施工最高压力为81MPa，顺利完成加砂53m3的设计要求，比预计采用常规胍胶施工压力下降13 MPa。通过应用高密度羧甲基压裂液增大了压裂液静液柱压力，从而有效降低了地面施工压力，为压裂施工安全和成功提供了保障，拓宽了羧甲基羟丙基胍胶压裂液体系在深井、超深井的应用。
本发明并不局限于上述实施例，凡是在本发明公开的技术方案的基础上，本领域的技术人员根据所公开的技术内容，不需要创造性的劳动就可以对其中的一些技术特征作出一些替换和变形，这些替换和变形均在本发明保护的范围内。

Claims (5)

1.一种高密度压裂液，其特征在于，其各组分的质量百分比为：稠化剂0.45~0.58%，加重剂25~45%，促进剂0.4~0.5%，粘土稳定剂0.3~0.5%，助排剂0.3~0.5%，交联剂0.1~0.3%，pH调节剂0.04~0.06%，延迟破胶剂0.005~0.01%，余量为水，所述加重剂为硝酸钠，所述稠化剂为羧甲基羟丙基胍胶。
2.根据权利要求1所述的高密度压裂液，其特征在于，所述促进剂为氢氧化钠、三乙醇胺和四甲基氢氧化铵的混合物。
3.根据权利要求1所述的高密度压裂液，其特征在于，所述交联剂为有机锆交联剂。
4.根据权利要求1所述的高密度压裂液，其特征在于，所述pH调节剂为柠檬酸。
5.一种采用权利要求1—4中任意项所述的压裂液增大压裂液静液柱压力的方法，其特征在于，包括如下过程：
（1）配制基液：通过压裂液配液车配制基液，并注入到配液大罐中，在循环条件下加入水、加重剂和pH调节剂，调整pH值为5.5-6.5，搅拌至完全溶解后加入稠化剂、促进剂、助排剂、粘土稳定剂，调整pH值为10.5-11.5，得到粘度大于60mPa.s的基液，使胍胶分子链得到充分溶胀；
（2）交联压裂液：通过交联泵添加交联剂，形成挑挂性能好的交联压裂液，交联的同时全程均匀加入延迟胶囊破胶剂。
CN201410212694.5A 2014-05-20 2014-05-20 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法 Pending CN103980875A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201410212694.5A CN103980875A (zh) 2014-05-20 2014-05-20 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201410212694.5A CN103980875A (zh) 2014-05-20 2014-05-20 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN103980875A true CN103980875A (zh) 2014-08-13

Family

ID=51273050

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201410212694.5A Pending CN103980875A (zh) 2014-05-20 2014-05-20 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN103980875A (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106566518A (zh) * 2016-10-24 2017-04-19 中国石油天然气股份有限公司 一种高密度压裂液及其制备方法
CN107779187A (zh) * 2016-08-31 2018-03-09 中国石油天然气股份有限公司 压裂液体系及其在连续混配压裂技术中的应用

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050022993A1 (en) * 2003-07-30 2005-02-03 Wilson J. Michael Methods and high density viscous salt water fluids for treating subterranean zones
CN102634328A (zh) * 2012-03-09 2012-08-15 中国石油天然气股份有限公司 羧甲基羟丙基胍胶压裂液
CN102676148A (zh) * 2012-05-25 2012-09-19 西南石油大学 一种高密度低摩阻压裂液
CN103087702A (zh) * 2013-01-23 2013-05-08 中国石油化工股份有限公司 一种提高压裂液性能的方法
CN103232840A (zh) * 2013-03-27 2013-08-07 河北华北石油天成实业集团有限公司任丘化工分公司 一种高密度压裂液及其配制方法
CN103254885A (zh) * 2012-02-16 2013-08-21 中国石油天然气股份有限公司 一种缓交联耐高温高密度压裂液

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20050022993A1 (en) * 2003-07-30 2005-02-03 Wilson J. Michael Methods and high density viscous salt water fluids for treating subterranean zones
CN103254885A (zh) * 2012-02-16 2013-08-21 中国石油天然气股份有限公司 一种缓交联耐高温高密度压裂液
CN102634328A (zh) * 2012-03-09 2012-08-15 中国石油天然气股份有限公司 羧甲基羟丙基胍胶压裂液
CN102676148A (zh) * 2012-05-25 2012-09-19 西南石油大学 一种高密度低摩阻压裂液
CN103087702A (zh) * 2013-01-23 2013-05-08 中国石油化工股份有限公司 一种提高压裂液性能的方法
CN103232840A (zh) * 2013-03-27 2013-08-07 河北华北石油天成实业集团有限公司任丘化工分公司 一种高密度压裂液及其配制方法

Non-Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
崔会杰等: "高密度瓜胶压裂液体系的研究与应用", 《石油钻采工艺》, vol. 35, no. 5, 30 September 2013 (2013-09-30) *
段志英: "国外高密度压裂液技术新进展", 《国外油田工程》, vol. 26, no. 6, 30 June 2010 (2010-06-30) *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107779187A (zh) * 2016-08-31 2018-03-09 中国石油天然气股份有限公司 压裂液体系及其在连续混配压裂技术中的应用
CN106566518A (zh) * 2016-10-24 2017-04-19 中国石油天然气股份有限公司 一种高密度压裂液及其制备方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Bai et al. Gelation study on a hydrophobically associating polymer/polyethylenimine gel system for water shut-off treatment
CN104948160A (zh) 自悬浮支撑剂及其制备和施工方法
CN104017135B (zh) 微生物多糖改性共聚物凝胶堵剂的制备方法
RU2652592C1 (ru) Самосуспендирующийся проппант, его приготовление и использование
CN102676148B (zh) 一种高密度低摩阻压裂液
CA2713715A1 (en) Lost circulation material formulation and method of use
RU2013155892A (ru) Загущенные вязкоупругие текучие среды и их применения
CN100404638C (zh) 高密度压裂液
RU2012154650A (ru) Способ гидравлического разрыва пласта
MX2012007068A (es) Metodo de fracturacion de formaciones subterraneas con fluido reticulado.
WO2013019308A1 (en) A method of slickwater fracturing
CN109504356A (zh) 一种高强低弹水溶性树脂水泥浆体系及其应用
CN102181274B (zh) 触变性化学封窜剂
CN104498008A (zh) 一种油田开采用耐中高温的生物调剖堵水剂
CN104531128A (zh) 一种胍胶压裂液体系
CN104948159A (zh) 一种天然水压裂施工方法
CN102876314A (zh) 一种加重压裂液
CN104948154A (zh) 一种天然水压裂施工方法
CN104099074A (zh) 一种体积压裂改造裂缝堵水剂及堵水施工方法
CN106958438B (zh) 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法
CN103980875A (zh) 一种高密度压裂液及增大压裂液静液柱压力的方法
Cheng et al. Development of a high-strength and adhesive polyacrylamide gel for well plugging
CN103484087B (zh) 粘弹性固井封隔材料
CN108084984B (zh) 一种降低胍胶压裂液在砂岩储层伤害的解除剂
CN102134481B (zh) 羧甲基羟丙基胍胶水基压裂液

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
RJ01 Rejection of invention patent application after publication

Application publication date: 20140813

RJ01 Rejection of invention patent application after publication