CN106479475A - 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺 - Google Patents

一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺 Download PDF

Info

Publication number
CN106479475A
CN106479475A CN201610848658.7A CN201610848658A CN106479475A CN 106479475 A CN106479475 A CN 106479475A CN 201610848658 A CN201610848658 A CN 201610848658A CN 106479475 A CN106479475 A CN 106479475A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fiber
low temperature
fracturing liquid
temperature hydrolysis
preparing process
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
CN201610848658.7A
Other languages
English (en)
Inventor
赵海峰
田建超
穆二飞
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 University of Petroleum Beijing
Original Assignee
China University of Petroleum Beijing
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 University of Petroleum Beijing filed Critical China University of Petroleum Beijing
Priority to CN201610848658.7A priority Critical patent/CN106479475A/zh
Publication of CN106479475A publication Critical patent/CN106479475A/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
    • 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
    • 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
    • C09K2208/08—Fiber-containing well treatment fluids

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)
  • Treatments For Attaching Organic Compounds To Fibrous Goods (AREA)

Abstract

本发明是关于一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，所配制的纤维压裂液可低温水解无需返排，对储层伤害低，携砂性好。一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，所配制的线性胶纤维压裂液按重量百分比计包括：0.5％瓜胶；2％KCl；1％纤维；其余为水。所述纤维为聚乙烯醇纤维。该工艺选用的聚乙烯醇型纤维能够在低温下水解，在70～75℃下20小时内降解率达85％以上，在90～95℃下4小时内降解率达90％以上；依据携砂性优选聚乙烯醇纤维直径为20μm、长度为8mm，聚乙烯醇质量分数为1％；加入顺序为先加入0.5％瓜胶，再加入1％纤维，最后加入支撑剂，陶粒沉降速度为0.90mm/min，该压裂液携砂性较好；线性胶聚乙烯醇压裂液对煤岩渗透性伤害率为24.55％，伤害率小于30％，属于弱伤害。

Description

一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺
技术领域
本发明是关于一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺。主要是将优选的聚乙烯醇纤维添加到活性水或线性胶中配制成纤维压裂液，该工艺配制的纤维压裂液具有携砂性好，可低温水解，储层伤害小等优点。
背景技术
我国低渗透油气资源十分丰富，到2009年为止，陆上已开发地质储量中低渗透油气储量占27.5％，在已探明未动用储量中低渗透储量占70.8％。随着对石油需求的日益增大，易开采的中、高渗透油田的可采储量逐渐下降，低渗透油田，包括致密性油田对油气产量的贡献将越来越大。
水力压裂是开采低渗油气资源的一项重要技术措施。其原理是利用地面高压泵组将压裂液以超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底憋压，当该压力大于地层的最小主应力与岩石抗拉强度之和时，井底附近储层岩石产生裂缝。继续注入携砂液和顶替液，裂缝向前延伸的同时支撑剂充填其中，停泵后依靠支撑剂在储层中形成一定几何尺寸和导流能力的填砂裂缝，从而达到了压裂增产的目的。
在压裂液中添加纤维形成纤维压裂液，纤维与支撑剂相互勾结形成空间网状结构，从而将支撑剂固定，有效解决了支撑剂回流问题。纤维压裂液还可以提高携砂液的携砂能力，减慢支撑剂的沉降速率，将支撑剂携带到裂缝更远处，有效控制缝高，降低裂缝伤害等作用。
目前关于纤维压裂液的降解能力研究较少，因此通过室内实验研究了温度对聚乙烯醇纤维的降解能力的影响，鉴于储层埋深有2000m、2800m及3500m，为此温度适应性分析中选择对应的井温为75℃、100℃和120℃。另外实验依据携砂性能优选了纤维尺寸、浓度、加入顺序等，最后评价了压裂液对储层的伤害，对纤维压裂液的配制具有指导意义。
发明内容
本发明是关于一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，所配制的纤维压裂液可低温水解无需返排，对储层伤害低，携砂性好。一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，所配制的线性胶纤维压裂液按重量百分比计包括：0.5％瓜胶；2％KCl；1％纤维；其余为水。所述纤维为聚乙烯醇纤维。所述瓜胶是一种水溶性高分子聚合物，其化学名称为瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵。所述纤维是以聚乙烯醇为原料纺丝制得的合成纤维。
该工艺选用的聚乙烯醇型纤维能够在低温下水解，在70～75℃下20小时内降解率达85％以上，在90～95℃下4小时内降解率达90％以上，合成纤维密度与清水接近，易分散均匀形成空间网状结构；依据携砂性优选聚乙烯醇纤维直径为20μm、长度为8mm，聚乙烯醇质量分数为1％；加入顺序为先加入0.5％瓜胶，再加入1％纤维，最后加入支撑剂，陶粒在装有聚乙烯醇型纤维压裂液的100mL量筒中沉降速度为0.90mm/min，石英砂在聚乙烯醇型纤维压裂液中沉降速度为1.14mm/min，该压裂液携砂性较好；线性胶聚乙烯醇压裂液对煤岩渗透性伤害率为24.55％，活性水聚醇聚乙烯醇压裂液对煤岩渗透性伤害率为4.44％，伤害率均小于30％，属于弱伤害。
附图说明
以下附图仅旨在于对本发明做示意性说明和解释，并不限定本发明的范围。其中，
图1：不同温度下聚乙烯醇在活性水降解；
图2：不同温度下聚乙烯醇在线性胶降解；
图3：不同加入顺序对沉降速率的影响。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和效果有更加清楚的理解，现举例说明本发明的具体实施方式。
一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，所述线性胶纤维压裂液按重量百分比计包括：0.5％瓜胶；2％KCl；1％纤维；其余为水。所述纤维为聚乙烯醇纤维。配置过程为：取965克水置于无菌烧杯中，依次加入5克瓜胶，20克KCl，10克纤维，充分搅拌5分钟，即制成线性胶纤维压裂液。
聚乙烯醇纤维在储层中的降解能力关系到是否会对储层造成污染，因此采用平行实验，模拟地层条件，分别做3种温度(75℃、100℃、120℃)，压裂液使用活性水和线性胶2种，分别测量5个时间点聚乙烯醇的降解。结果显示在70～75℃下20小时内降解率达85％以上，在90～95℃下4小时内降解率达90％以上，即在低温下可自行水解，无需返排，对储层污染小。
利用上海昌吉地质仪器有限公司出产的NDJ-1E型旋转粘度计测量线性胶压裂液的黏度，在纤维添加量为1％时压裂液黏度增加最快，黏度变化最敏感，因此，想要快速增加压裂液黏度时，在选择压裂液中纤维添加量时，首选1％。依据携砂性优选纤维的直径为20μm、长度为8mm。
测试瓜胶、纤维、支撑剂3种不同的加入顺序对支撑剂沉降速率的影响，做室内静置实验，测出不同时间点下三种压裂液中支撑剂的沉降速率，3种加入方式如下：
方式1：配制压裂液时瓜胶、纤维、支撑剂加入顺序为瓜胶、纤维、支撑剂；
方式2：配制压裂液时瓜胶、纤维、支撑剂加入顺序为纤维、瓜胶、支撑剂；
方式3：配制压裂液时瓜胶、纤维、支撑剂加入顺序为纤维、支撑剂、瓜胶。
优选出最佳混合方式为方式1：配制压裂液时瓜胶、纤维、支撑剂加入顺序为瓜胶、纤维、支撑剂。

Claims (2)

1.一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，其特征是：采用的聚乙烯醇型纤维，在70～75℃下20小时内降解率达85％以上，在90～95℃下4小时内降解率达90％以上，合成纤维密度与清水接近，易分散均匀形成空间网状结构。
2.根据权利要求1所述的一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺，选用聚乙烯醇纤维直径为20μm、长度为8mm，聚乙烯醇质量分数为1％；加入顺序为先加入0.5％瓜胶，再加入1％纤维，最后加入支撑剂，沉降速度为0.75mm/min。
CN201610848658.7A 2016-09-26 2016-09-26 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺 Pending CN106479475A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610848658.7A CN106479475A (zh) 2016-09-26 2016-09-26 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201610848658.7A CN106479475A (zh) 2016-09-26 2016-09-26 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN106479475A true CN106479475A (zh) 2017-03-08

Family

ID=58267445

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201610848658.7A Pending CN106479475A (zh) 2016-09-26 2016-09-26 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN106479475A (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103015957A (zh) * 2012-10-16 2013-04-03 中国石油天然气股份有限公司 导流压裂方法
CN104405360A (zh) * 2014-10-27 2015-03-11 中石化胜利油田分公司采油工艺研究院 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法
CN104694113A (zh) * 2015-02-13 2015-06-10 中国石油天然气股份有限公司 一种提高压裂液携砂能力的方法及其含纤维压裂液
CN105089603A (zh) * 2015-07-13 2015-11-25 中国石油大学(北京) 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法
CN105086985A (zh) * 2015-05-29 2015-11-25 中国石油天然气股份有限公司 一种增效纤维植物胶压裂液及其制备方法

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103015957A (zh) * 2012-10-16 2013-04-03 中国石油天然气股份有限公司 导流压裂方法
CN104405360A (zh) * 2014-10-27 2015-03-11 中石化胜利油田分公司采油工艺研究院 一种提高压裂液携砂性能的压裂方法
CN104694113A (zh) * 2015-02-13 2015-06-10 中国石油天然气股份有限公司 一种提高压裂液携砂能力的方法及其含纤维压裂液
CN105086985A (zh) * 2015-05-29 2015-11-25 中国石油天然气股份有限公司 一种增效纤维植物胶压裂液及其制备方法
CN105089603A (zh) * 2015-07-13 2015-11-25 中国石油大学(北京) 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
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
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
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
CN102952534B (zh) 低损害型压裂液和压裂方法
CN103013486B (zh) 提高压裂裂缝中支撑剂铺置效率的压裂液和压裂方法
CN103555305B (zh) 一种超支化缓膨性调剖颗粒及其制备方法
CN103061727B (zh) 一种基于粒径匹配关系的孔喉尺度弹性微球调驱设计方法
CN105089603A (zh) 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法
Du et al. Experimental study of secondary crosslinking core-shell hyperbranched associative polymer gel and its profile control performance in low-temperature fractured conglomerate reservoir
CN103602330B (zh) 一种用于页岩体积压裂的纤维复合清水压裂液
CN106479475A (zh) 一种可低温水解纤维压裂液的配制工艺
CN108915654A (zh) 稠油开采方法及系统
CN104870744A (zh) 用于生产油的方法
CN109187633A (zh) 地热藏井网式可变裂缝体积干热岩模拟装置及实验方法
CN104564007B (zh) 非裂缝性致密砂泥岩储层直井缝网压裂工艺
Li et al. Compatibility evaluation of in-depth profile control agents in dominant channels of low-permeability reservoirs
CN103184044B (zh) 注蒸汽热采用温敏性固砂封窜完井一体化化学体系
CN108315005A (zh) 一种具有高导流能力的无砂压裂液、其制备方法及压裂工艺与应用
CN103967466B (zh) Pgz油田关停井恢复开采及增产新技术
CN102183438A (zh) 模拟油藏条件下聚合物溶液剪切的方法及其专用设备
CN202031558U (zh) 模拟聚合物溶液剪切的装置
CN109339755A (zh) 一种提高致密岩油藏采收率的方法及其装置
Xiao et al. A novel nano-composite fiber laden viscoelastic fracturing fluid for coal-bed methane (CBM) reservoir stimulation: laboratory study and test
Erofeev et al. Optimization of parameters of inorganic profile control agent on the basis of sodium silicate for effective oil displacement from high salinity reservoir
CN107021705A (zh) 一种深层地热传导根系建造用导热剂及其制备方法
CN107654224A (zh) 葡萄花薄差储层小规模缝网压裂工艺

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20170308

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication