CN106336862B - 一种清洁压裂液 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种清洁压裂液，包括下述组分：按重量百分比计，2～4%稠化剂，0～8%氯化钾，0～10%调节剂，2～5%耐温增强剂，余量为配液水，该压裂液可采用呈酸、碱性的淡水或高含盐的酸化压裂返排液配液，高含盐返排液经除机械杂质处理即可用于下一口井的压裂配液，无需提前调节配液水质，省去水质化学处理工序，极大降低作业成本，现场施工时压裂液通过连续混配方式，实现高效携砂，从而实现储层的压裂酸化改造及试油气全程废液不落地，实现井下作业现场的“零污染”，有助于清洁、高效生产。

Description

一种清洁压裂液
技术领域
本发明涉及油气资源开采研究领域，具体涉及一种清洁压裂液。
背景技术
目前，水力压裂、酸化是非常规油气资源开采的主要手段，但酸化、压裂施工结束后，大约有30%以上的破胶液等返出至地面，由于这部分返排液中含有地层原油或凝析油、难以降解的高分子聚合物、细菌、同时含有钙、镁、铁、锆、硼等各类离子，且返排液pH范围从酸性跨度到碱性，需对其进行深度处理后达标排放或回收再利用，这就造成了水处理工艺复杂、施工周期长及作业成本急剧增加；若不经处理直接排放或蒸发，则不符合当下环保要求。
目前长庆油气田部分储层为碱敏储层，常规胍胶体系难以实现储层的高效开发，常规储层应用羟丙基胍胶体系虽较好地满足了油田现场压裂工艺的需要，但也存在压裂后回收再利用工序复杂、回收液再配液交联过快或弱交联等问题，部分区域需要使用化学处理装置，且胍胶压裂液及部分清洁压裂液存在对离子成分敏感或耐盐性差的问题、特别是对于既酸化又压裂的施工井，返排液更是表现为高含盐、pH值呈酸性的特点，这就更增加了返排液特别是酸化压裂返排液的回收再利用的难度及作业成本，也给环保生产及现场施工带来巨大的压力。
针对以上问题，迫切需要开发出pH适应范围广、耐高矿化度盐水、可循环利用且施工工序简便的新型压裂液，一种清洁压裂液在满足常规压裂液功能的同时，能够实现回收再利用，且循环利用过程中对配液水的酸碱性、离子成分、含盐量适应性强、且回收利用工序简便。
发明内容
为了克服上述技术问题，本发明提出了一种清洁压裂液，包括下述组分：按重量百分比计，2～4%稠化剂，0～8%氯化钾，0～10%调节剂，2～5%耐温增强剂，余量为配液水。
所述稠化剂pH值为碱性，稠化剂是由按质量百分比计的60～85%硬脂酰胺丙基二甲胺、1～5%椰子油脂肪酰二乙醇胺、10～30%助溶剂和4～5%水组成的混合物。
所述稠化剂中的助溶剂是甲醇、丁醇、异丙醇中的一种或多种混合物。
所述调节剂为甲酸、乙酸、冰乙酸、柠檬酸、盐酸中的一种或多种与磺酸盐的混合物。
所述耐温增强剂是十八烷基甲苯磺酸钠、正十八烷基硫酸钠或酰胺丙基二甲胺中的一种。
所述配液水为水或回收的油田返排液。
所述水或油田返排液的含盐量为0～8×104mg/L。
所述油田返排液经物理沉降、无需经过化学处理即可使用。
所述该压裂液在pH值为3.0～6.0时增稠。
本发明的有益效果：
（1）本发明的这种清洁压裂液可采用呈酸、碱性的淡水或高含盐的酸化压裂返排液配液，高含盐返排液除机械杂质处理即可用于下一口井的压裂配液，无需提前调节配液水质，省去水质化学处理工序，极大降低作业成本，从而实现储层的压裂酸化改造及试油气全程废液不落地，实现井下作业现场的“零污染”，有助于清洁、高效生产。
（2）本发明的这种清洁压裂液稠化时间小于90秒，可实现连续混配压裂施工。
（3）本发明的这种清洁压裂液具有良好的携砂性能，在85℃下、20%砂比条件下，95%支撑剂（粒径0.425～0.85mm，体积密度1.75g/cm3、视密度3.14g/cm3）的沉降时间＞10min。
（4）本发明的这种清洁压裂液易破胶返排，在pH值为3.0～6.0时增稠，室温下（25℃、100r/min）表观粘度至少为30mPa·s，当pH≥7时或储层温度大于160℃时，压裂液粘度≤10 mPa·s。
（5）本发明的这种清洁压裂液具有良好的抗剪切性，在130℃、170s-1下剪切120min粘度大于20mPa·s。
具体实施方式
实施例1：
为了克服现有技术问题，本发明提出了一种清洁压裂液，包括下述组分：按重量百分比计，2～4%稠化剂，0～8%氯化钾，0～10%调节剂，2～5%耐温增强剂，余量为配液水。
本发明的这种清洁压裂液可采用呈酸、碱性的淡水或高含盐的酸化压裂返排液配液，高含盐返排液经除机械杂质处理即可用于下一口井的压裂配液，无需提前调节配液水质，省去水质化学处理工序，极大降低作业成本，现场施工时压裂液通过连续混配方式，稠化时间小于90秒，可实现高效携砂，从而实现储层的压裂酸化改造及试油气全程废液不落地，实现井下作业现场的“零污染”，有助于清洁、高效生产。
实施例2：
本实施例提供了一种酸化压裂返排液配制的清洁压裂液，包括如下重量份的组分混合而成：
稠化剂：2.0%
氯化钾：6.0%
耐温增强剂：3.0%
配液水：89.0%。
其中，所述的稠化剂是由质量比为74%硬脂酰胺丙基二甲胺、5%椰子油脂肪酰二乙醇胺、16%助溶剂和5%水组成的混合物；
所述的调节剂中的助溶剂是由质量比为1：0.2的甲醇、丁醇的混合物；
所述的调节剂是由质量比为1：0.1：0.1的甲酸、柠檬酸和磺酸盐组成的混合物；
所述的耐温增强剂是十八烷基甲苯磺酸钠；
所述的配液水是油田返排液，油田返排液中含有钙、镁、钾、钠、铁等金属离子和部分原油、凝析油、机械杂质等。
本实施例中，所述的清洁压裂液稠化时间为40秒，该清洁压裂液在pH值为3.0～6.0时增稠，在地面常温条件下（25℃,100r/min），粘度至少为30mPa·s，当储层温度大于160℃时粘度≤10 mPa·s；在130℃、170S-1下剪切90min粘度高于23mPa·s；所述的清洁压裂液悬砂性能在85℃下，95%的支撑剂沉降时间大于10min。
在85℃下测试该压裂液的携砂性能，具体方法为在100mL量筒中压裂液中加入20mL的支撑剂（支撑剂的物理参数为：平均粒径为0.425～0.85mm，体积密度1.75g/cm3、视密度3.14g/cm3），95%体积的支撑剂沉降到量筒底部的时间＞10min，该清洁压裂液悬砂性能在85℃下，95%的支撑剂沉降时间大于10min。
实施例3：
本实施例提供了一种清洁压裂液，包括如下重量份的组分混合而成：
稠化剂：3.0%
调节剂：0.2%
耐温增强剂：2.0%
配液水：94.8%。
其中，所述的稠化剂是由质量比为62%硬脂酰胺丙基二甲胺、3%椰子油脂肪酰二乙醇胺、31%助溶剂和4%水组成的混合物；
所述的调节剂中的助溶剂是由质量比为1:0.1:0.1的甲醇、异丙醇、丁醇的混合物；
所述的调节剂是由质量比为1:1:0.3的甲酸、冰乙酸和磺酸盐组成的混合物；
所述的配液水为油田压裂酸化返排液。
本实施例中，所述的清洁压裂液稠化时间为15秒，该清洁压裂液在pH值为3.0～6.0时增稠，在地面常温条件下（25℃，100r/min），粘度至少为70mPa·s，当储层温度大于160℃或pH值为9时粘度≤10 mPa·s；90℃、170S-1下剪切90min粘度高于20mPa·s；所述的压裂液悬砂性能在85℃下，95%的支撑剂沉降时间大于10min。
实施例4：
本实施例提供了一种清洁压裂液，包括如下重量份的组分混合而成：
稠化剂：4.0%
氯化钾：8.0%
调节剂：2.0%
耐温增强剂：5.0%
配液水：81.0%。
其中，所述的稠化剂是由质量比为80%硬脂酰胺丙基二甲胺、1%椰子油脂肪酰二乙醇胺、15%助溶剂和4%水组成的混合物；
所述的调节剂中的助溶剂是由质量比为1：0.2的甲醇和丁醇的混合物；
所述的调节剂是由质量比为1：0.1：0.5的甲酸、乙酸和磺酸盐组成的混合物；
所述的配液水为水。
本实施例中，所述的清洁压裂液稠化时间为80秒，该清洁压裂液在pH值为3.0～6.0时增稠，在地面常温条件下（25℃，100r/min），粘度至少为40mPa·s,当储层温度大于160℃时粘度≤10 mPa·s；150℃、170S-1下剪切90min粘度高于25mPa·s；所述的压裂液悬砂性能在85℃下，95%的支撑剂沉降时间大于10min。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种清洁压裂液，其特征在于：包括下述组分：按重量百分比计，2～4%稠化剂，0～8%氯化钾，0～10%调节剂，2～5%耐温增强剂，余量为配液水；
所述稠化剂pH值为碱性，稠化剂是由按质量百分比计的60～85%硬脂酰胺丙基二甲胺、1～5%椰子油脂肪酰二乙醇胺、10～30%助溶剂和4～5%水组成的混合物。
2.如权利要求1所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述稠化剂中的助溶剂是甲醇、丁醇、异丙醇中的一种或多种混合物。
3.如权利要求1所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述调节剂为甲酸、乙酸、冰乙酸、柠檬酸、盐酸中的一种或多种与磺酸盐的混合物。
4.如权利要求1所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述耐温增强剂是十八烷基甲苯磺酸钠、正十八烷基硫酸钠或酰胺丙基二甲胺中的一种。
5.如权利要求1所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述配液水为水或回收的油田返排液。
6.如权利要求5所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述水或油田返排液的含盐量为0～8×104mg/L。
7.如权利要求5所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述油田返排液经物理沉降，无需经过化学处理即可使用。
8.如权利要求1所述的一种清洁压裂液，其特征在于：所述该压裂液在pH值为3.0～6.0时增稠。
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