CN104405360A - 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法 - Google Patents
一种提高压裂液携砂性能的压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN104405360A CN104405360A CN201410584173.2A CN201410584173A CN104405360A CN 104405360 A CN104405360 A CN 104405360A CN 201410584173 A CN201410584173 A CN 201410584173A CN 104405360 A CN104405360 A CN 104405360A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing
- fluid
- fiber
- sand
- crack
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 114
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 26
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000008093 supporting effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 29
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 7
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 6
- GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L sodium sulfite Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])=O GEHJYWRUCIMESM-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 3
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims description 3
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 3
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 3
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 claims description 3
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000010265 sodium sulphite Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- 229920000728 polyester Polymers 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 10
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 10
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 11
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 8
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 5
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 3
- 208000037656 Respiratory Sounds Diseases 0.000 description 2
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003203 everyday effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 235000021197 fiber intake Nutrition 0.000 description 1
- 238000013467 fragmentation Methods 0.000 description 1
- 238000006062 fragmentation reaction Methods 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 230000003319 supportive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Biological Depolymerization Polymers (AREA)
Abstract
一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，所述方法是将可降解纤维通过分散装置分散后均匀溶解于压裂液基液，并泵送至混砂车与压裂用支撑剂搅拌形成携砂液；然后将该溶有纤维的携砂液泵入地层，以支撑已经形成的裂缝几何形状。本发明中在压裂液中加入的可降解纤维，均匀分散于压裂液时，纤维与网状结构的胍胶链形成缠绕结构，增强交联网状结构的强度，可降低支撑剂的沉降速度，提高压裂液的携砂能力，使得支撑剂均匀地分布在整个裂缝中，充分地实现支撑作用，防止裂缝闭合，从而增加压裂有效期；此外纤维的加入可有效地防止支撑剂回流，防止地层出砂，增加油气流动通道，最终实现压裂增产效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，属于油气田开发的水力压裂的技术领域。
背景技术
水力压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，在提高原油采收率、改善注水条件等方面起着重要的作用。压裂液性能好坏是压裂施工成败的较关键因素。目前，水力压裂作业共包括两个液体注入阶段：第一阶段注入前置液，不含支撑剂或含有粒径100目，砂比4-10％左右的细砂或粉陶，以一定的流量和压力泵入，压裂地层并产生裂缝，起造缝的作用；第二阶段注入携砂液，将支撑剂注入到开启的裂缝中，主要实现支撑裂缝的作用。在压裂施工过程中，支撑剂的在裂缝内的沉降速度及最终的分布状态对压裂增产效果影响较大，而支撑剂的运动状态主要取决于压裂液的携砂性能，所以压裂液的携砂性能对压裂作业的增产效果起着至关重要的作用。
常规压裂施工工程中，支撑剂沉降过程遵循斯托克斯定律，其沉降速度正比于颗粒粒径和密度、反比于流体黏度。当支撑剂颗粒粒径和密度一定时，压裂液过低的黏度将导致支撑剂较高的沉降速度，裂缝闭合前支撑剂将集中在裂缝底部，甚至支撑剂颗粒形成团，阻止流体进一步向裂缝内部流动，导致裂缝不能被完全充填，极易闭合失效，影响压裂增产效果。
近两年来，油田工作者们在如何提高压裂液的携砂性方面做了大量研究工作，大部分的研究主要集中在降低支撑剂密度和提高携砂液黏度两个方面。目前现场使用的支撑剂一般为天然石英砂和陶粒，首先，这两种材料是经过普遍验证的适用于压裂施工的支撑性材料且经济实惠，短时间内较难寻找到其他的适合油气井高温、高压、高矿化度等复杂环境的低密度材料；其次，为了满足低密度的技术要求，可将支撑剂制成空心球粒、多孔隙球粒(均匀分散的通过小珠相互连通的微孔隙)，对于空心球粒，一旦空心大小超过临界值，在内表面就会产生极限应力，降低材料破碎压力，这给生产和加工带来困难，同时因为价格偏高等多方面因素影响，不能得到广泛的应用。另一方面，若提高携砂液的黏度，必然要求较高的泵送压力，而在油水井施工过程中确定施工压力需考虑多方面因素，较高的压力对地上管线、井口设备、井下管住设备及储层都有较大的影响，所以大幅度提高压裂液黏度会给油田工作者带来很多困难。
中国专利申请CN103821491A公开了一种加砂压裂工艺，将含纤维携砂液和纯冻胶间隔液以交替循环的方式泵入油气井裂缝内，其纤维采用不可降解纤维，主要作用是将携砂液分散成团块状并堆砌形成砂柱，砂柱中的纯冻胶间隔液破胶后形成油气的低阻力、高流速渗流通道，从而起到增产目的。但该方法提供的是一种能够有效提高油气井裂缝支撑导流能力和油气渗流能力的压裂工艺，而不是致力于提高压裂液携砂性能的压裂工艺；此外，该方法中若想通过纤维将携砂液分散成团块状，必定对携砂液的配置有较高的或特殊的要求，不利于大范围的推广；再者，采用的不可降解纤维较难确保其在储层的复杂环境下及长期生产过程中性能不发生任何变化，从而达不到预期的、长期的增产效果。
在现有的个别的纤维压裂施工过程中，由于缺乏纤维同步分散输送装置，只能人工地向压裂基液中加入纤维材料，不仅费力且难以准确控制纤维用量及纤维分散不均匀，从而导致施工效果不理想。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种提高压裂液携砂性能的压裂方法。
发明概述：
一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，即在压裂液中加入的可降解纤维，均匀分散于压裂液时，纤维与网状结构的胍胶链形成缠绕结构，增强交联网状结构的强度，可降低支撑剂的沉降速度，提高压裂液的携砂能力，使得支撑剂均匀地分布在整个裂缝中，充分地实现支撑作用，防止裂缝闭合，从而增加压裂有效期；此外纤维的加入可有效地防止支撑剂回流，防止地层出砂，抑制由于高砂比引起的脱砂现象；而且可降解纤维降解后还可在一定程度上增加缝内孔隙度，增加油气流动通道，最终实现压裂增产效果。
发明详述
一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，包括步骤如下：
(1)向地层泵入前置液，使地层形成裂缝，所述裂缝的宽度为0.1-1.0cm，所述裂缝单翼缝长的长度为10-300m；
(2)将可降解纤维通过分散装置分散，与压裂液基液混合均匀，然后泵送至混砂车与压裂用支撑剂搅拌形成携砂液；所述分散装置为专利CN102536188B所述的一种应用在油气井纤维辅助压裂过程中的纤维输送装置；
(3)将所述携砂液泵入地层形成的裂缝：用于支撑所述裂缝的几何形状。
根据本发明优选的，所述可降解纤维采用聚合物纤维。
根据本发明优选的，所述的可降解纤维为聚乙烯醇纤维。该聚乙烯醇纤维购买自盐城恒固新材料科技有限公司。
根据本发明优选的，所述步骤(2)中，所述可降解纤维添加量为：0.1～20kg/每立方米的压裂用支撑剂；所述压裂用支撑剂为20-100目的石英砂。所述压裂用支撑剂为购买自山东胜利方圆陶业公司的20-100目的石英砂。
根据本发明优选的，所述步骤(3)所述携砂液排量为(2～15)m3/min，注入压力大小与常规压裂相同。
根据本发明优选的，所述步骤(2)的可降解纤维的长度为6～10mm，直径为10～40μm，可降解纤维抗压力80-120MPa。这里所说的是可降解纤维的抗压力80-120MPa，当大于此压力时，所述可降解纤维会发成严重蜷曲等不利变形，从而会失去携砂的效果。
根据本发明优选的，步骤(1)所述前置液为掺杂细砂的胍胶基液，所述细砂的重量分数为5-10％，所述细砂的粒径为90-110目。
根据本发明优选的，步骤(2)所述压裂液基液为胍胶压裂液，包括基液和交联液，其原料组分按重量份分别如下：
①基液组成配比如下：
清水95-100份；
稠化剂：羟丙基胍胶0.3-0.5份；
防膨剂：KCl或季铵盐0.1-0.3份；
杀菌剂：甲醛0.1-0.2份；
pH值调节剂：纯碱0.03-0.06份；
助排剂：表面活性剂0.1-0.2份；
破乳剂：SP1960.1-0.3份；
②交联液组成配比如下：
交联剂：有机硼98-100份；
破胶剂：过硫酸铵0.2-1.0份；
破胶活化剂：亚硫酸钠0.1-0.3份；
基液与交联液的交联比为：100:(0.2～0.5)。
以上压裂液基液的原料均购买自胜利油田胜利化工有限责任公司。
本发明的有益效果：
在所述压裂液基液中加入可降解纤维，其均匀分散于压裂液时，纤维与网状结构的胍胶链形成缠绕结构，增强交联网状结构的强度，可降低支撑剂的沉降速度，提高压裂液的携砂能力，使得支撑剂均匀地分布在整个裂缝中，充分地实现支撑作用，防止裂缝闭合，从而增加压裂有效期；此外可降解纤维的加入可有效地防止支撑剂回流，防止地层出砂，抑制由于高砂比引起的脱砂现象；而且可降解纤维降解后还可在一定程度上增加缝内孔隙度，增加油气流动通道，最终实现压裂增产效果。
在压裂液基液中加入可降解纤维后，压裂用支撑剂的沉降遵循Lynch定律：沉降纤维与支撑剂相互作用，阻止支撑剂下沉；随着沉降的进行，不会形成明显的支撑剂流体边界，相反，纤维-支撑剂混合物缓慢压实，几乎不留下流体。Lynch沉降的优点是流体黏度在降低支撑剂沉降速度中起的作用小。
同时，在压裂液基液中加入可降解纤维后，利用纤维的弯曲、卷曲和螺旋交叉，相互勾结形成稳定的三维网状结构，可将支撑剂束缚于其中，纤维和支撑剂形成比较牢固的空间网络状结构，增加了压裂液的黏度，因此在压裂液中加入支撑剂后可以减少支撑剂的用量，同样能获得较高的导流能力。
附图说明
图1为不同浓度可降解纤维对压裂后岩板渗透率的影响；
图1中纤维的浓度指的是单位立方米压裂用支撑剂中所加入可降解纤维的的质量；图1表明，即使在可降解纤维未降解前，纤维材料的加入基本不会降低压裂裂缝的渗透率，并且储层闭合压力越高这种负面影响越小；从而证明本发明所提出的压裂方法的安全性，即不会对储层产生伤害。
图2为压裂液基液、可降解纤维和压裂用支撑剂三者之间相互形成比较牢固的空间网络状结构的原理图；
其中，图2的纤维网络状结构可将压裂用支撑剂束缚于其中，增强交联网状结构的强度，降低压裂用支撑剂的沉降速度，提高压裂液的携砂能力，使压裂用支撑剂完全均匀分布到整个地层裂缝中；
图3为可降解纤维加入后的携砂液实际状态图；
图4为本发明实施例中，采用可降解纤维压裂后，其油井压裂后生产曲线图；
图4中，所述横坐标代表时间，纵坐标从上到下，图中曲线分别为油井每天生产时间、油井井口温度、油井生产液量、油井生产油量、油井产液中的含水率；图中表明该井2014年8月中旬进行本发明所述的压裂施工，压后产液量与产油量大幅度提高。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明的技术方案做进一步说明，但本发明所保护范围不限于此。如图1-4所示。
原料来源
以下实施例中使用的可降解纤维购自江苏盐城纤维制品有限公司。
前置液为掺杂细砂的胍胶基液，所述细砂的重量分数为4％，所述细砂的粒径为100目。
压裂液基液为胍胶压裂液，包括基液和交联液，其原料组分按重量份分别如下：
①基液组成配比如下：
清水95-100份；
稠化剂：羟丙基胍胶0.3-0.5份；
防膨剂：KCl或季铵盐0.1-0.3份；
杀菌剂：甲醛0.1-0.2份；
pH值调节剂：纯碱0.03-0.06份；
助排剂：表面活性剂0.1-0.2份；
破乳剂：SP1960.1-0.3份；
②交联液组成配比如下：
交联剂：有机硼98-100份；
破胶剂：过硫酸铵0.2-1.0份；
破胶活化剂：亚硫酸钠0.1-0.3份；
基液与交联液的交联比为：100:0.3。
以上压裂液基液的原料均购买自胜利油田胜利化工有限责任公司。
优选施工中可降解纤维的用量：
在近储层温度(80℃)条件下，通过测试压裂用支撑剂的沉降速度而确定加入可降解纤维的用量。
具体测试过程如下：在5个1000mL量筒中分别加入1000mL胍胶压裂液，并依次加入长度为8mm的可降解纤维0g、0.05g、0.10g、0.15g、0.20g，之后向5个量筒中同时加入170g压裂用支撑剂(体积密度1.7g/cm3)，即10-4m3(砂浓度为170kg/m3)。设定实验温度80℃，观察实验现象。其中所述压裂用支撑剂的沉降速度如表1所示。由表1看出，随着可降解纤维浓度的增加，支撑剂沉降速率下降。当可降解纤维的添加量为1-1.5kg/每立方米的压裂用支撑剂时，此时压裂用支撑剂沉降速度已大幅度降低，可明显提高压裂液的携砂能力。
表1 可降解纤维不同加入量的沉降速率
表2 可降解纤维材料指标
实施例、
一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，包括步骤如下：
(1)向地层泵入前置液，使地层形成裂缝，所述裂缝的宽度为0.1-1.0cm，所述裂缝单翼缝长的长度为10-300m；
(2)将可降解纤维通过分散装置分散，与压裂液基液混合均匀，然后泵送至混砂车与压裂用支撑剂搅拌形成携砂液；所述分散装置为专利CN102536188B所述的一种应用在油气井纤维辅助压裂过程中的纤维输送装置；所述可降解纤维采用聚合物纤维。所述的可降解纤维为聚乙烯醇纤维。该聚乙烯醇纤维购买自盐城恒固新材料科技有限公司。
(3)将所述携砂液泵入地层形成的裂缝：用于支撑所述裂缝的几何形状。
所述步骤(2)中，所述可降解纤维添加量为：1kg/每立方米的压裂用支撑剂；其中所述压裂用支撑剂为购买自山东胜利方圆陶业公司的20-100目的石英砂。
所述步骤(3)所述携砂液排量为(2～15)m3/min，注入压力大小与常规压裂相同。
步骤(2)所述可降解纤维的长度为8mm，直径为15μm，可降解纤维抗压力100MPa。
将实施例所述提高压裂液携砂性能的压裂方法应用于胜利油田油井压裂中：
压裂泵注程序如表3所示。施工过程中按照表3记载的顺序依次泵入井内压开储层，由于可降解纤维的加入该井压后不仅有明显的增产效果，并且有效地缓解了地层出砂情况，总体施工效果较好。
图4为上述胜利油田油井压裂后的生产曲线(8月中旬压裂施工)：
压裂施工前油井正常生产：压前产量为产液1.0m3/d,产油0.3m3/d；
应用本发明所述的压裂方式对油井进行压裂生产：压后初期产液16.5m3/d,产油5.2m3/d，较传统压裂方式产油增产17倍。
综上，采用本发明所述的压裂方法后，其油井增产效果比传统的压裂方式更显著。
表3 胜利油田油井压裂泵注程序
上述砂比的物理意义：每立方米压裂液基液中加入的支撑剂的体积。
Claims (9)
1.一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，该方法包括步骤如下：
(1)向地层泵入前置液，使地层形成裂缝，所述裂缝的宽度为0.1-1.0cm，所述裂缝单翼缝长的长度为10-300m；
(2)将可降解纤维通过分散装置分散，与压裂液基液混合均匀，然后泵送至混砂车与压裂用支撑剂搅拌形成携砂液；所述分散装置为专利CN102536188B所述的一种应用在油气井纤维辅助压裂过程中的纤维输送装置；
(3)将所述携砂液泵入地层形成的裂缝：用于支撑所述裂缝的几何形状。
2.根据权利要求1所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，所述可降解纤维采用聚合物纤维。
3.根据权利要求2所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，所述的可降解纤维为聚酯纤维。
4.根据权利要求3所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，所述的可降解纤维为聚乙烯醇纤维。
5.根据权利要求1所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，所述步骤(2)中，所述可降解纤维添加量为：0.1～20kg/每立方米的压裂用支撑剂；所述压裂用支撑剂为20-100目的石英砂。
6.根据权利要求1所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，所述步骤(3)所述携砂液排量为(2～15)m3/min，注入压力大小与常规压裂相同。
7.根据权利要求1所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，所述步骤(2)的可降解纤维的长度为6～10mm，直径为10～40μm，可降解纤维抗压力80-120MPa。
8.根据权利要求1所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，步骤(1)所述前置液为掺杂细砂的胍胶基液，所述细砂的重量分数为5-10％，所述细砂的粒径为90-110目。
9.根据权利要求1所述的一种提高压裂液携砂性能的压裂方法，其特征在于，步骤(2)所述压裂液基液为胍胶压裂液，包括基液和交联液，其原料组分按重量份分别如下：
①基液组成配比如下：
清水95-100份；
稠化剂：羟丙基胍胶0.3-0.5份；
防膨剂：KCl或季铵盐0.1-0.3份；
杀菌剂：甲醛0.1-0.2份；
pH值调节剂：纯碱0.03-0.06份；
助排剂：表面活性剂0.1-0.2份；
破乳剂：SP1960.1-0.3份；
②交联液组成配比如下：
交联剂：有机硼98-100份；
破胶剂：过硫酸铵0.2-1.0份；
破胶活化剂：亚硫酸钠0.1-0.3份；
基液与交联液的交联比为：100:(0.2～0.5)。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410584173.2A CN104405360B (zh) | 2014-10-27 | 2014-10-27 | 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201410584173.2A CN104405360B (zh) | 2014-10-27 | 2014-10-27 | 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN104405360A true CN104405360A (zh) | 2015-03-11 |
| CN104405360B CN104405360B (zh) | 2018-02-27 |
Family
ID=52643016
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201410584173.2A Active CN104405360B (zh) | 2014-10-27 | 2014-10-27 | 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN104405360B (zh) |
Cited By (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104946229A (zh) * | 2015-05-29 | 2015-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于纤维压裂液的复合增效剂及其制备方法与使用方法 |
| CN105385430A (zh) * | 2015-12-11 | 2016-03-09 | 西安奥力石油工程有限责任公司 | 高强度水解纤维压裂暂堵剂 |
| CN106479475A (zh) * | 2016-09-26 | 2017-03-08 | 中国石油大学(北京) | 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺 |
| CN106753312A (zh) * | 2016-11-25 | 2017-05-31 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液的制备方法 |
| CN106753313A (zh) * | 2016-11-25 | 2017-05-31 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液 |
| CN107268105A (zh) * | 2016-04-07 | 2017-10-20 | 中国石油化工集团公司 | 一种高强高模pva纤维及其制备方法和用途 |
| CN107287675A (zh) * | 2016-04-12 | 2017-10-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种聚乙烯醇纤维及其制备方法 |
| CN107286922A (zh) * | 2016-04-12 | 2017-10-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种含有pva纤维的油气田压裂液、油气田固井剂和油气田压裂暂堵剂 |
| CN107287669A (zh) * | 2016-04-12 | 2017-10-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种耐碱抗温pva纤维及其用途 |
| CN108203581A (zh) * | 2016-12-20 | 2018-06-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂用复合支撑剂及采用该支撑剂的进行压裂的方法 |
| WO2018170312A1 (en) * | 2017-03-15 | 2018-09-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Compressible, three-dimensional proppant anti-settling agent |
| CN108867045A (zh) * | 2017-05-09 | 2018-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用接枝改性维纶纤维及其制备方法 |
| CN109372489A (zh) * | 2018-10-11 | 2019-02-22 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种通过自聚性支撑剂实现高速通道的方法 |
| CN109403038A (zh) * | 2017-08-17 | 2019-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阳离子聚合物表面接枝维纶纤维及其制备方法 |
| CN109577938A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏水平井穿层压裂方法 |
| CN109915101A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 北京华油油气技术开发有限公司 | 一种全裂缝导流压裂工艺 |
| CN110072967A (zh) * | 2016-10-12 | 2019-07-30 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于纤维分散的水溶性聚合物 |
| CN110551494A (zh) * | 2018-06-04 | 2019-12-10 | 深圳市百勤石油技术有限公司 | 一种用于压裂增产措施的复合水基压裂液及其制备方法 |
| CN112727422A (zh) * | 2020-12-21 | 2021-04-30 | 新疆永升能源有限责任公司 | 一种携砂挤液储层改造方法 |
| CN113913176A (zh) * | 2020-07-08 | 2022-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂流体及使用其在页岩中进行压裂的方法 |
| CN115875004A (zh) * | 2023-02-23 | 2023-03-31 | 陕西中立合创能源科技有限责任公司 | 一种油气井提高抗盐耐温性能的压裂方法 |
| CN115873587A (zh) * | 2022-11-17 | 2023-03-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种复合型化学防回流添加剂及防支撑剂回流的方法 |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7687441B2 (en) * | 2004-10-25 | 2010-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Boronic acid networking agents and associated methods |
| EP2085449A1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-08-05 | Services Pétroliers Schlumberger | Cement composition comprising mixture of organic and inorganic fibres for curing severe losses especially in the reservoir section |
| CN102071919B (zh) * | 2010-12-28 | 2013-04-24 | 中国石油大学(华东) | 一种油气井纤维辅助控水压裂方法 |
| CN102536188B (zh) * | 2012-03-20 | 2014-07-23 | 中国石油大学(华东) | 一种应用在油气井纤维辅助压裂过程中的纤维输送装置及其工作方法 |
| CN102952534B (zh) * | 2012-10-16 | 2016-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 低损害型压裂液和压裂方法 |
| CN102925133B (zh) * | 2012-10-16 | 2014-11-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于控制裂缝延伸高度的压裂液和压裂方法 |
| CN104109219B (zh) * | 2013-10-18 | 2016-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐高温稠化剂及其制备方法和应用 |
| CN103615228A (zh) * | 2013-11-26 | 2014-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 可降解纤维缝内暂堵压裂工艺 |
| CN103741466B (zh) * | 2013-12-18 | 2015-10-28 | 四川省博仁达石油科技有限公司 | 一种压裂用改性纤维及制备工艺 |
| CN103881687B (zh) * | 2014-03-11 | 2016-10-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种速溶改性纤维素交联清洁压裂液及其制备方法 |
| CN104099074B (zh) * | 2014-06-10 | 2017-02-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 一种体积压裂改造裂缝堵水剂及堵水施工方法 |
-
2014
- 2014-10-27 CN CN201410584173.2A patent/CN104405360B/zh active Active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 何厚生等: "《油气开采工程师手册》", 30 April 2006 * |
Cited By (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104946229A (zh) * | 2015-05-29 | 2015-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 用于纤维压裂液的复合增效剂及其制备方法与使用方法 |
| CN105385430A (zh) * | 2015-12-11 | 2016-03-09 | 西安奥力石油工程有限责任公司 | 高强度水解纤维压裂暂堵剂 |
| CN107268105B (zh) * | 2016-04-07 | 2020-07-10 | 中国石油化工集团公司 | 一种高强高模pva纤维及其制备方法和用途 |
| CN107268105A (zh) * | 2016-04-07 | 2017-10-20 | 中国石油化工集团公司 | 一种高强高模pva纤维及其制备方法和用途 |
| CN107287675A (zh) * | 2016-04-12 | 2017-10-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种聚乙烯醇纤维及其制备方法 |
| CN107286922A (zh) * | 2016-04-12 | 2017-10-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种含有pva纤维的油气田压裂液、油气田固井剂和油气田压裂暂堵剂 |
| CN107287669A (zh) * | 2016-04-12 | 2017-10-24 | 中国石油化工集团公司 | 一种耐碱抗温pva纤维及其用途 |
| CN106479475A (zh) * | 2016-09-26 | 2017-03-08 | 中国石油大学(北京) | 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺 |
| CN110072967A (zh) * | 2016-10-12 | 2019-07-30 | 斯伦贝谢技术有限公司 | 用于纤维分散的水溶性聚合物 |
| CN106753312A (zh) * | 2016-11-25 | 2017-05-31 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液的制备方法 |
| CN106753312B (zh) * | 2016-11-25 | 2020-02-21 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液的制备方法 |
| CN106753313B (zh) * | 2016-11-25 | 2020-02-21 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液 |
| CN106753313A (zh) * | 2016-11-25 | 2017-05-31 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 一种纤维滑溜水压裂液 |
| CN108203581A (zh) * | 2016-12-20 | 2018-06-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂用复合支撑剂及采用该支撑剂的进行压裂的方法 |
| WO2018170312A1 (en) * | 2017-03-15 | 2018-09-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Compressible, three-dimensional proppant anti-settling agent |
| CN108867045B (zh) * | 2017-05-09 | 2021-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用接枝改性维纶纤维及其制备方法 |
| CN108867045A (zh) * | 2017-05-09 | 2018-11-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂用接枝改性维纶纤维及其制备方法 |
| CN109403038A (zh) * | 2017-08-17 | 2019-03-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种阳离子聚合物表面接枝维纶纤维及其制备方法 |
| CN109915101A (zh) * | 2017-12-13 | 2019-06-21 | 北京华油油气技术开发有限公司 | 一种全裂缝导流压裂工艺 |
| CN110551494A (zh) * | 2018-06-04 | 2019-12-10 | 深圳市百勤石油技术有限公司 | 一种用于压裂增产措施的复合水基压裂液及其制备方法 |
| CN109372489B (zh) * | 2018-10-11 | 2021-01-08 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种通过自聚性支撑剂实现高速通道的方法 |
| CN109372489A (zh) * | 2018-10-11 | 2019-02-22 | 青岛大地新能源技术研究院 | 一种通过自聚性支撑剂实现高速通道的方法 |
| CN109577938A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种致密油藏水平井穿层压裂方法 |
| CN113913176A (zh) * | 2020-07-08 | 2022-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 压裂流体及使用其在页岩中进行压裂的方法 |
| CN112727422A (zh) * | 2020-12-21 | 2021-04-30 | 新疆永升能源有限责任公司 | 一种携砂挤液储层改造方法 |
| CN115873587A (zh) * | 2022-11-17 | 2023-03-31 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种复合型化学防回流添加剂及防支撑剂回流的方法 |
| CN115873587B (zh) * | 2022-11-17 | 2024-01-23 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种复合型化学防回流添加剂及防支撑剂回流的方法 |
| CN115875004A (zh) * | 2023-02-23 | 2023-03-31 | 陕西中立合创能源科技有限责任公司 | 一种油气井提高抗盐耐温性能的压裂方法 |
| CN115875004B (zh) * | 2023-02-23 | 2023-05-09 | 陕西中立合创能源科技有限责任公司 | 一种油气井提高抗盐耐温性能的压裂方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104405360B (zh) | 2018-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104405360A (zh) | 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法 | |
| EP3049616B1 (en) | Method of optimizing conductivity in a hydraulic fracturing operation | |
| CN104893707B (zh) | 一种用于清水压裂的自悬浮支撑剂及其制备方法 | |
| CN102925133B (zh) | 用于控制裂缝延伸高度的压裂液和压裂方法 | |
| CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| AU2012290709B2 (en) | A method of slickwater fracturing | |
| CN103265943B (zh) | 低浓度胍胶压裂体系交联剂及其制备工艺 | |
| US9657560B2 (en) | Methods for forming proppant-free channels in proppant packs in subterranean formation fractures | |
| CN103184040B (zh) | 一种地层预交联凝胶堵水剂 | |
| CN105349131A (zh) | 一种基于酸性滑溜水的页岩气藏深度改造方法 | |
| US9752072B2 (en) | Propping compositions for enhancing fracture conductivity | |
| CN107288609A (zh) | 一种适用于高陡构造煤层的压裂改造技术 | |
| CN113337266A (zh) | 一种增强支撑剂承压能力的压裂液体系及其使用方法 | |
| CN108505982A (zh) | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 | |
| CN106479477A (zh) | 一种胶囊化固体酸及其制备和应用 | |
| CN107288610A (zh) | 一种适合裂隙发育煤层的微裂缝支撑压裂工艺 | |
| CN106958438B (zh) | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 | |
| CN1884792A (zh) | 纤维复合无筛管防砂工艺及处理剂配方 | |
| CN108315006B (zh) | 仿生学智能立体支撑剂及其应用 | |
| CN108643876B (zh) | 一种用于低渗油田低产井的多维管压裂方法 | |
| CN105331343A (zh) | 非树脂型调剖剂及其在石油开采中的应用 | |
| CN106281298A (zh) | 一种制备自悬浮陶粒的新方法 | |
| CN103952130A (zh) | 低压油气井暂堵凝胶及其制备方法 | |
| CN114736661A (zh) | 一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用 | |
| CN106479475A (zh) | 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺 |
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 |