CN111349427B - 一种温控压裂液 - Google Patents

一种温控压裂液 Download PDF

Info

Publication number
CN111349427B
CN111349427B CN201811561548.8A CN201811561548A CN111349427B CN 111349427 B CN111349427 B CN 111349427B CN 201811561548 A CN201811561548 A CN 201811561548A CN 111349427 B CN111349427 B CN 111349427B
Authority
CN
China
Prior art keywords
temperature
fracturing fluid
controlled
controlled fracturing
heating
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
Application number
CN201811561548.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111349427A (zh
Inventor
范明福
肖兵
郭粉娟
刘长延
董永刚
王延平
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.)
DOWNHOLE SPECIAL OPERATION Co OF SINOPEC ZHONGYUAN ENGINEERING Ltd
Sinopec Oilfield Service Corp
Sinopec Zhongyuan Petroleum Engineering Co Ltd
Original Assignee
DOWNHOLE SPECIAL OPERATION Co OF SINOPEC ZHONGYUAN ENGINEERING Ltd
Sinopec Oilfield Service Corp
Sinopec Zhongyuan Petroleum Engineering Co Ltd
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 DOWNHOLE SPECIAL OPERATION Co OF SINOPEC ZHONGYUAN ENGINEERING Ltd, Sinopec Oilfield Service Corp, Sinopec Zhongyuan Petroleum Engineering Co Ltd filed Critical DOWNHOLE SPECIAL OPERATION Co OF SINOPEC ZHONGYUAN ENGINEERING Ltd
Priority to CN201811561548.8A priority Critical patent/CN111349427B/zh
Publication of CN111349427A publication Critical patent/CN111349427A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111349427B publication Critical patent/CN111349427B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/685Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds containing cross-linking agents

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)
  • Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)

Abstract

本发明提供了一种温控压裂液,成分为:0.4~0.8wt%的植物胶稠化剂;1~1.4wt%的温控交联剂;0.1~1.5wt%的交联促进剂;0.3~0.7wt%的助排剂;0.3~0.7wt%的粘土稳定剂;0.08~0.12wt%的杀菌剂;0.13~0.17wt%的pH调节剂;0.3~0.7wt%的破乳剂;余量为水。本发明提供的温控压裂液在高温条件下依然能够实现延缓交联的效果。而且,本发明可通过控制交联促进剂的加入量,使温控压裂液的粘度释放点在40~120℃之间进行调节,解决了超深、超高温井压裂大排量施工中,管柱温控压裂液粘度高和摩阻高的问题。

Description

一种温控压裂液
技术领域
本发明涉及油田化学领域,尤其涉及一种温控压裂液。
背景技术
针对超深、超高温、超高压油气藏储改造,为满足其高温储层及大排量 施工,对温控压裂液提出了耐高温、低摩阻的要求。目前,常规的HPG(瓜 尔豆胶)类植物胶温控压裂液的耐高温性能达到180℃,而且耐高温要求越高, 温控压裂液的碱性越强,其pH值可达14,对高粘土储层伤害大,不利于储 层的保护。虽然常规延缓交联剂在地表温度下可表现出较好的延迟交联性能, 但当温度达到40℃以上时,延迟交联的效果大幅减弱,难以满足高温深井延 迟交联、降低施工摩阻的要求。
现有技术公开了耐高温温控压裂液,如主要成分为改性胍胶稠化剂的温 控压裂液。这种温控压裂液耐高温达到200℃,具有良好的剪切稳定性,但是 从其高温曲线可知,其初始粘度即为400mPa,并没有延迟交联的效果。
现有技术也公开了一种延迟交联的温控压裂液,这种压裂液的延迟时间 可控制在3~10min范围内,但是其延迟交联是在常温条件下实现的。
因此,针对于超深、超高温井压裂大排量施工过程中,如何实现在高温 条件下延迟交联,降低温控压裂液粘度与摩阻,成为本领域技术人员亟待解 决的问题。
发明内容
有鉴于此,本发明要解决的问题在于提供一种温控压裂液,这种温控压 裂液能够在高温下实现延迟交联,具有良好的应用前景。
本发明提供了一种温控压裂液,成分为:
0.4~0.8wt%的植物胶稠化剂;
1~1.4wt%的温控交联剂;
0.1~1.5wt%的交联促进剂;
0.3~0.7wt%的助排剂;
0.3~0.7wt%的粘土稳定剂;
0.08~0.12wt%的杀菌剂;
0.13~0.17wt%的pH调节剂;
0.3~0.7wt%的破乳剂;
余量为水。
本发明提供的温控压裂液为一种可由温度控制粘度释放的植物胶温控压 裂液。本发明提供的温控交联植物胶温控压裂液,由植物胶稠化剂、交联促 进剂、温控交联剂、pH调节剂、助排剂、粘土稳定剂、杀菌剂和破乳剂组成, 在高温条件下依然能够实现延缓交联的效果。而且,本发明可通过控制交联 促进剂的加入量,使温控压裂液的粘度释放点在40~120℃之间进行调节,解 决了超深、超高温井压裂大排量施工中,管柱温控压裂液粘度高和摩阻高的 问题。
在本发明中,所述植物胶稠化剂的质量含量优选为0.5~0.7%,更优选为 0.6%。在本发明中,所述植物胶稠化剂优选选自瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶和羧 甲基羟丙基瓜尔胶中的一种或几种,更优选为羧甲基羟丙基瓜尔胶,所述羧 甲基羟丙基瓜尔胶是一种阴离子和非离子型的双重衍生物,通过双重化学改 性,在瓜尔胶分子结构中引入亲水基团的羧甲基和羟丙基,这种改性后的瓜 尔胶水不溶物较少,水溶速度快,具有良好的防腐存储性能。
本发明对所述植物胶稠化剂的来源没有特殊的限制,可由市场购买获得, 也可按照本领域技术人员熟知的方法制备得到,如本发明中的羧甲基羟丙基 瓜尔胶可通过下述方法制备得到:
将环氧丙烷和氯乙酸钠在四氢呋喃介质中与瓜尔胶进行反应,得到羧甲 基羟丙基瓜尔胶。
在本发明中,所述温控交联剂的质量含量优选为1.1~1.3%,更优选为 1.2%。在本发明中,所述温控交联剂的制备方法为:
将锆盐、含硼化合物、甘油、乳酸、三乙醇胺在水中进行反应,得到温 控交联剂。
本发明采用特定原料制备得到温控交联剂,本发明通过特殊原料制备得 到的温控交联剂能够使本发明提供的温控压裂液在高温下实现延迟交联,通 过温度控制温控压裂液的粘度释放。
在本发明中,所述锆盐优选选自四氯化锆、氧氯化锆、硝酸锆和硫酸锆 中的一种或几种,更优选为四氯化锆、氧氯化锆和醋酸锆中的一种或几种。
在本发明中,所述含硼化合物优选选自硼酸、硼砂和硼酸钠中的一种或 几种,更优选为硼酸和硼砂中的一种或两种。
在本发明中,所述锆盐、含硼化合物、甘油、乳酸、三乙醇胺的质量比 优选为1:(1~3):(1~4):(1~4):(1~5),更优选为1:(2~3): (2.5~4):(2~4):(3~5)。本发明对所述水的用量没有特殊的限制,本 领域技术人员可根据实际情况在反应体系中加入适量的水进行反应,保证反 应能够在水介质中顺利进行即可。
在本发明中,所述反应优选在密闭条件下进行。在本发明中,所述反应 的温度优选为80~150℃,更优选为90~130℃,更优选为100~120℃。在本发明 中,所述反应的时间优选为1~8小时,更优选为4~7小时。在本发明中,所 述反应优选为先进行加热再进行反应,所述加热的温度优选为60~80℃,所述 加热的时间优选为6~8小时;所述加热后进行反应的温度优选为100~120℃, 所述加热后进行反应的时间优选为1~3小时。
在本发明中,所述交联促进剂的质量含量优选为0.1~1.5%,更优选为 0.2~1.0%。本发明可通过调节交联促进剂的用量使制备得到的温控压裂液的粘 度释放点在40~120℃之间可调。在本发明中,所述交联促进剂的制备方法优 选为:
将催化剂、抗氧化剂、有机胺、硫代硫酸钠和吩噻嗪在水中反应,得到 交联促进剂。
本发明采用特殊成分的交联促进剂能够使上述温控交联剂与植物胶稠化 剂更好的进行交联形成冻胶,使本发明提供的温控压裂液具有良好的耐高温 性能,并降低温控压裂液中植物胶稠化剂的用量。
在本发明中,所述催化剂优选选自碘、三氧化氯和吡啶,更优选为碘和 吡啶中的一种或两种。
在本发明中,抗氧化剂优选选自2,6-二叔丁基对甲酚、异抗坏血酸钠和特 丁基对苯二酚中的一种或几种,更优选为异抗坏血酸钠。
在本发明中,所述有机胺优选选自二甲胺、三乙胺、苯胺、二乙醇胺和 三乙醇胺中的一种或几种,更优选为二甲胺和二乙醇胺中的一种或两种。
在本发明中,所述催化剂、抗氧化剂、有机胺、硫代硫酸钠和吩噻嗪的 质量比优选为1:(1~4):(2~6):(1~4):(1~5),更优选为1:(1~2): (3~4):(2~3):(2~3)。本发明对所述水的用量没有特殊的限制,本领 域技术人员可根据实际情况在反应体系中加入适量的水进行反应,保证反应 能够在水介质中顺利进行即可。
在本发明中,所述制备交联促进剂的反应优选在密闭条件下进行。在本 发明中,所述制备交联促进剂的反应温度优选为40~100℃。在本发明中,所 述制备交联促进的反应时间优选为3~12小时,更优选为5~7小时。在本发明 中,所述制备交联促进剂的反应优选为先进行加热再进行反应,所述加热的 温度优选为30~50℃,所述加热的时间优选为2~4小时;所述加热后进行反应 的温度优选为60~80℃,所述加热后进行反应的时间优选为2~4小时。
在本发明中,所述助排剂的质量含量优选为0.4~0.6%,更优选为0.5%。 在本发明中,所述助排剂优选选自氟碳表面活性剂、碳氢表面活性剂和低分 子醇中的一种或几种,更优选为低分子醇,最优选为甲醇和乙醇中的一种或 两种。
在本发明中,所述粘土稳定剂的质量含量优选为0.4~0.6%,更优选为 0.5%。在本发明中,所述粘土稳定剂优选选自氯化钾、氯化铵和季铵盐型粘 土稳定剂中的一种或几种,更优选为季铵盐型粘土稳定剂,更优选为氯化胆 碱(氯化2-羟乙基三甲胺)、四甲基氯化铵和聚季铵盐中的一种或几种,更 优选为聚季铵盐,最优选为聚环氧氯丙烷二甲胺。
在本发明中,所述杀菌剂的质量含量优选为0.09~0.11%,更优选为0.1%。 在本发明中,所述杀菌剂优选选自甲醛、戊二醛和季铵盐中的一种或几种。
在本发明中,所述pH调节剂的质量含量优选为0.14~0.16%,更优选为 0.15%。在本发明中,所述pH调节剂优选选自碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠 和氢氧化钾中的一种或几种,更优选为碳酸钠和碳酸氢钠中的一种或两种。
在本发明中,所述破乳剂的质量含量优选为0.4~0.6%,更优选为0.5%。 在本发明中,所述破乳剂优选选自烷基磷酸酯、烷氧基羧酸和聚丙烯醚中的 一种或几种,更优选为聚丙烯醚,最优选为聚氧丙烯聚氧乙烯十八醇醚。本 发明对所述破乳剂的来源没有特殊的限制,采用本领域技术人员熟知的上述 主要成分的破乳剂即可,可由市场购买获得。
本发明通过对温控压裂液中上述各种成分所选用的具体原料的优选,在 各种原料的综合作用下,使获得的温控压裂液具有良好的耐高温性能和耐剪 切性能,使温控压裂液在195℃、100s-1下,连续剪切100min,温控压裂液的 粘度在150mPa·s左右,进一步降低了施工管柱的摩阻,极大的减少了温控压 裂液对地层的伤害。
本发明提供了一种上述技术方案所述的温控压裂液的制备方法,包括:
将水、植物胶稠化剂、粘土稳定剂、助排剂、破乳剂、杀菌剂、pH调节 剂、交联促进剂和温控交联剂混合,得到温控压裂液。
在本发明中,所述温控压裂液的制备方法优选为:
将水、植物胶稠化剂、粘土稳定剂、助排剂、破乳剂和杀菌剂混合,得 到混合物;
将所述混合物和pH调节剂混合后放置,得到基液;
将所述基液和交联促进剂、温控交联剂混合,得到温控压裂液。
在本发明中,所述混合优选在搅拌的条件下进行。在本发明中,所述放 置的温度优选为20~40℃,更优选为25~35℃,最优选为30℃;所述放置的时 间优选为3~5小时,更优选为3.5~4.5小时,最优选为4小时;所述放置使基 液的粘度趋于稳定。
在本发明中,所述植物胶稠化剂、粘土稳定剂、助排剂、破乳剂、杀菌 剂、pH调节剂、交联促进剂和温控交联剂的种类和用量与上述技术方案所述 一致,在此不再赘述。
本发明提供的温控压裂液形成冻胶的时间受温度控制,通过调整交联促 进剂的加入量实现温控控制温控压裂液形成冻胶,能够使温控压裂液在输送 至井底过程中避免发生交联,降低泵送压力。而且,在同等耐温能力下,本 发明提供的温控压裂液中稠化剂的使用量明显低于现有技术中常规的高温温 控压裂液的使用量,进一步降低了摩阻,减少了温控压裂液对地层的伤害。
本发明提供的温控交联植物胶温控压裂液,pH较低,10~11左右,具有 低浓度、低残渣、低伤害的优点。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实 施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面 描述中的附图仅仅是本发明的实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不 付出创造性劳动的前提下,还可以根据提供的附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例6制备得到的温控交联植物胶温控压裂液在40℃的 粘度释放的高温流变曲线,GP均为剪切速率,T为温度,Eta为粘度;
图2为本发明实施例7制备得到的温控交联植物胶温控压裂液在60℃的 粘度释放的高温流变曲线,GP均为剪切速率,T为温度,Eta为粘度;
图3为本发明实施例8制备得到的温控交联植物胶温控压裂液在80℃的 粘度释放的高温流变曲线,GP均为剪切速率,T为温度,Eta为粘度;
图4为本发明实施例9制备得到的温控交联植物胶温控压裂液在100℃的 粘度释放的高温流变曲线,GP均为剪切速率,T为温度,Eta为粘度;
图5为本发明实施例10制备得到的温控交联植物胶温控压裂液在120℃ 的粘度释放的高温流变曲线,GP均为剪切速率,T为温度,Eta为粘度。
具体实施方式
下面将对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述,显然,所 描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例,而不是全部的实施例。基于本发 明中的实施例,本领域普通技术人员经改进或润饰的所有其它实例,都属于 本发明保护的范围。
本发明以下实施例所用原料均为市售商品:
所采用的羧甲基羟丙基瓜尔胶为北京宝丰春石油技术有限公司提供的。
所用的破乳剂为聚氧丙烯聚氧乙烯十八醇醚,为濮阳市万良石油科技发 展有限公司提供的。
所用的助排剂为氟碳表面活性剂,为濮阳市万良石油科技发展有限公司 提供的。
所用的粘土稳定剂为聚环氧氯丙烷二甲胺。
所用的杀菌剂为1227。
所用的pH调节剂为碳酸钠。
实施例1温控交联剂的制备
将四氯化锆、硼酸、甘油、乳酸和三乙醇胺按1:2.5:2.5:2:3的质量比在水 中混合后加热进行反应,得到温控交联剂;所述加热的温度为60℃,时间为6 小时;所述反应的温度为100℃,反应的时间为1小时。
实施例2温控交联剂的制备
将醋酸锆、硼砂、甘油、乳酸和三乙醇胺按1:2:3:3:3.5的质量比在水中混 合后加热进行反应,得到温控交联剂;所述加热的温度为75℃,时间为7小 时;所述反应的温度为110℃,反应的时间为2小时。
实施例3温控交联剂的制备
将硝酸锆、硼酸、甘油、乳酸和三乙醇胺按1:3:3.5:4:5的质量比在水中混 合后加热进行反应,得到温控交联剂;所述加热的温度为80℃,时间为7小 时;所述反应的温度为120℃,反应的时间为2小时。
实施例4交联促进剂的制备
将碘、异抗坏血酸钠、二乙醇胺、硫代硫酸钠和吩噻嗪按1:1.5:3.5: 2.5:2.5的质量比在水中混合后加热进行反应,得到交联促进剂;所述加热的 温度为40℃,时间为3小时;所述反应的温度为65℃,反应的时间为3小时。
实施例5交联促进剂的制备
将吡啶、异抗坏血酸钠、二甲胺、硫代硫酸钠和吩噻嗪按1:1.5:3:2:2.5的 质量比在水中混合后加热进行反应,得到交联促进剂;所述加热的温度为45℃, 时间为4小时;所述反应的温度为80℃,反应的时间为2.5小时。
实施例6温控压裂液的制备
取1000mL的水于混调器中,开启搅拌,加入6g的羧甲基羟丙基瓜尔胶, 随后依次加入粘土稳定剂5g,助排剂5g,破乳剂5g,杀菌剂1g,起粘后加 入1.5g的pH调节剂,搅拌5min,在30℃下放置4小时,使其粘度趋于稳定, 得到基液。
取70mL上述基液,加入0.14g实施例4制备的交联促进剂,搅拌后加入 0.84g的实施例1制备的温控交联剂,搅拌均匀后得到温控压裂液。
采用RS300高温高压流变仪测试本发明实施例6制备得到的温控压裂液 的耐高温、耐剪切性能,测试过程中的实验温度为195℃,剪切速率为100s-1, 剪切时间为100min。
测试结果如图1所示,由图1可知,本发明实施例6制备的温控压裂液 在试验温度达到40℃时,粘度迅速升高,最终粘度大于100mPa·s,具有良好 的耐温耐剪切性能。(本发明图1~图5中的GP均为剪切速率,T为温度, Eta为粘度)
实施例7温控压裂液的制备
取1000mL的水于混调器中,开启搅拌,加入6g的羧甲基羟丙基瓜尔胶, 随后依次加入粘土稳定剂5g,助排剂5g,破乳剂5g,杀菌剂1g,起粘后加 入1.5g的pH调节剂,搅拌5min,在30℃下放置4小时,使其粘度趋于稳定, 得到基液。
取70mL上述基液,加入0.24g的实施例5制备的交联促进剂,搅拌后加 入0.84g的实施例2制备的温控交联剂,搅拌均匀后得到温控压裂液。
按照实施例6的方法,测试本发明实施例7制备得到的温控压裂液的耐 高温、耐剪切性能,测试结果如图2所示,由图2可知,本发明实施例7制 备的温控压裂液在试验温度达到60℃时,粘度迅速升高,最终粘度大于 100mPa·s,具有良好的耐温耐剪切性能。
实施例8温控压裂液的制备
取1000mL的水于混调器中,开启搅拌,加入6g的羧甲基羟丙基瓜尔胶, 随后依次加入粘土稳定剂5g,助排剂5g,破乳剂5g,杀菌剂1g,起粘后加 入1.5g的pH调节剂,搅拌5min,在30℃下放置4小时,使其粘度趋于稳定, 得到基液。
取70mL上述基液,加入0.38g的实施例4制备的交联促进剂,搅拌后加 入0.84g的实施例3制备的温控交联剂,搅拌均匀后得到温控压裂液。
按照实施例6的方法,测试本发明实施例8制备得到的温控压裂液的耐 高温、耐剪切性能,测试结果如图3所示,由图3可知,本发明实施例8制 备的温控压裂液在试验温度达到80℃时,粘度迅速升高,最终粘度大于 100mPa·s,具有良好的耐温耐剪切性能。
实施例9温控压裂液的制备
取1000mL的水于混调器中,开启搅拌,加入6g的羧甲基羟丙基瓜尔胶, 随后依次加入粘土稳定剂5g,助排剂5g,破乳剂5g,杀菌剂1g,起粘后加 入1.5g的pH调节剂,搅拌5min,在30℃下放置4小时,使其粘度趋于稳定, 得到基液。
取70mL上述基液,加入0.56g的实施例5制备的交联促进剂,搅拌后加 入0.84g的实施例2制备的温控交联剂,搅拌均匀后得到温控压裂液。
按照实施例6的方法,测试本发明实施例9制备得到的温控压裂液的耐 高温、耐剪切性能,测试结果如图4所示,由图4可知,本发明实施例9制 备的温控压裂液在试验温度达到100℃时,粘度迅速升高,最终粘度大于 100mPa·s,具有良好的耐温耐剪切性能。
实施例10温控压裂液的制备
取1000mL的水于混调器中,开启搅拌,加入6g的羧甲基羟丙基瓜尔胶, 随后依次加入粘土稳定剂5g,助排剂5g,破乳剂5g,杀菌剂1g,起粘后加 入1.5g的pH调节剂,搅拌5min,在30℃下放置4小时,使其粘度趋于稳定, 得到基液。
取70mL上述基液,加入0.7g的实施例4制备的交联促进剂,搅拌后加 入0.84g的实施例2制备的温控交联剂,搅拌均匀后得到温控压裂液。
按照实施例6的方法,测试本发明实施例10制备得到的温控压裂液的耐 高温、耐剪切性能,测试结果如图5所示,由图5可知,本发明实施例10制 备的温控压裂液在试验温度达到120℃时,粘度迅速升高,最终粘度大于 100mPa·s,具有良好的耐温耐剪切性能。
由以上实施例可知,本发明提供了一种温控压裂液,成分为:0.4~0.8wt% 的植物胶稠化剂;1~1.4wt%的温控交联剂;0.1~1.5wt%的交联促进剂; 0.3~0.7wt%的助排剂;0.3~0.7wt%的粘土稳定剂;0.08~0.12wt%的杀菌剂; 0.13~0.17wt%的pH调节剂;0.3~0.7wt%的破乳剂;余量为水。本发明提供的 温控压裂液在高温条件下依然能够实现延缓交联的效果。而且,本发明可通 过控制交联促进剂的加入量,使温控压裂液的粘度释放点在40~120℃之间进 行调节,解决了超深、超高温井压裂大排量施工中,管柱温控压裂液粘度高 和摩阻高的问题。
以上所述的仅是本发明的优选实施方式,应当指出,对于本技术领域的 普通技术人员来说,在不脱离本发明原理的前提下,还可以做出若干改进和 润饰,这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (3)

1.一种温控压裂液,成分为:
0.4~0.8wt%的植物胶稠化剂;
1~1.4wt%的温控交联剂;
0.1~1.5wt%的交联促进剂;
0.3~0.7wt%的助排剂;
0.3~0.7wt%的粘土稳定剂;
0.08~0.12wt%的杀菌剂;
0.13~0.17wt%的pH调节剂;
0.3~0.7wt%的破乳剂;
余量为水;
所述温控交联剂的制备方法包括:
将锆盐、含硼化合物、甘油、乳酸、三乙醇胺在水中进行反应,得到温控交联剂;
所述锆盐、含硼化合物、甘油、乳酸和三乙醇胺的质量比为1:(1~3):(1~4):(1~4):(1~5);
所述交联促进剂的制备方法包括:
将碘、异抗坏血酸钠、二乙醇胺、硫代硫酸钠和吩噻嗪按1:1.5:3.5:2.5:2.5的质量比在水中混合后加热进行反应,得到交联促进剂;所述加热的温度为40℃,时间为3小时;所述反应的温度为65℃,反应的时间为3小时;或;
将吡啶、异抗坏血酸钠、二甲胺、硫代硫酸钠和吩噻嗪按1:1.5:3:2:2.5的质量比在水中混合后加热进行反应,得到交联促进剂;所述加热的温度为45℃,时间为4小时;所述反应的温度为80℃,反应的时间为2.5小时;
所述粘土稳定剂选自氯化钾、氯化铵和季铵盐型粘土稳定剂中的一种或几种;
所述pH调节剂选自碳酸钠、碳酸氢钠、氢氧化钠和氢氧化钾中的一种或几种。
2.根据权利要求1所述的温控压裂液,其特征在于,所述锆盐选自四氯化锆、氧氯化锆、硝酸锆和硫酸锆中的一种或几种。
3.根据权利要求1所述的温控压裂液,其特征在于,所述含硼化合物选自硼酸、硼砂和硼酸钠中的一种或几种。
CN201811561548.8A 2018-12-20 2018-12-20 一种温控压裂液 Active CN111349427B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811561548.8A CN111349427B (zh) 2018-12-20 2018-12-20 一种温控压裂液

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201811561548.8A CN111349427B (zh) 2018-12-20 2018-12-20 一种温控压裂液

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111349427A CN111349427A (zh) 2020-06-30
CN111349427B true CN111349427B (zh) 2022-08-09

Family

ID=71193659

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201811561548.8A Active CN111349427B (zh) 2018-12-20 2018-12-20 一种温控压裂液

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111349427B (zh)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102367380A (zh) * 2011-09-22 2012-03-07 东北石油大学 耐温200℃压裂液
CN104910890A (zh) * 2015-05-25 2015-09-16 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 有机硼-羟丙基胍胶体系交联促进剂及其制备方法
CN107312517A (zh) * 2017-06-20 2017-11-03 滨州市丰泰技术开发有限公司 一种可控交联时间的地面复合交联酸的制备方法

Family Cites Families (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7264054B2 (en) * 2005-04-07 2007-09-04 Halliburton Energy Services, Inc. Fluids comprising zirconium isopropylamine crosslinking agents and associated methods
US7851417B2 (en) * 2007-12-11 2010-12-14 E.I. Du Pont De Nemours And Company Process to prepare borozirconate solution and use as cross-linker in hydraulic fracturing fluids
CN102634328B (zh) * 2012-03-09 2013-12-04 中国石油天然气股份有限公司 羧甲基羟丙基胍胶压裂液
US9816025B2 (en) * 2012-07-09 2017-11-14 Tucc Technology, Llc Methods and compositions for the controlled crosslinking and viscosifying of well servicing fluids utilizing mixed borate hydrocarbon-based suspensions
CN102876314A (zh) * 2012-09-27 2013-01-16 中国石油化工股份有限公司 一种加重压裂液
CN105441058A (zh) * 2015-12-16 2016-03-30 中国石油天然气股份有限公司 一种耐高温的低浓度瓜胶加重压裂液及其应用

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN102367380A (zh) * 2011-09-22 2012-03-07 东北石油大学 耐温200℃压裂液
CN104910890A (zh) * 2015-05-25 2015-09-16 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 有机硼-羟丙基胍胶体系交联促进剂及其制备方法
CN107312517A (zh) * 2017-06-20 2017-11-03 滨州市丰泰技术开发有限公司 一种可控交联时间的地面复合交联酸的制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111349427A (zh) 2020-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7306039B2 (en) Methods of using crosslinkable compositions
CN101519585B (zh) 剪切交联敏感性堵漏剂及制备方法
CN102732244B (zh) 超低羟丙基瓜胶浓度压裂液用交联剂及其制得的压裂液
CN109763127B (zh) 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法
EA008796B1 (ru) Полимерная сшивающая система
CN106467600A (zh) 一种用于滑溜水压裂液的降阻剂及其制备方法
US8544546B2 (en) Delivering water-soluble polysaccharides for well treatments
CN105567212A (zh) 一种可回用改性瓜尔胶压裂液体系
CN104559995A (zh) 一种延迟交联压裂液组合物
CN110792421A (zh) 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺
CN104927005B (zh) 一种预交联凝胶体膨颗粒耐碱调剖剂及其制备方法与用途
CN111349427B (zh) 一种温控压裂液
US20200362231A1 (en) Low-phosphorus and non-phosphorus gelled hydrocarbon well treatment fluids
CN106753311B (zh) 一种速溶型高粘降阻剂及其制备方法和应用
CN106833588B (zh) 一种固硫助燃高温调剖剂及其制备方法与应用
CN104449652A (zh) 一种页岩气新型环保压裂液
CN116948079A (zh) 一种页岩气藏压裂用减阻剂及其制备方法
CN105238379B (zh) 一种气井酸化用长效缓蚀剂及其配制方法和使用方法
CN103666440B (zh) 一种酸液速溶稠化剂及其制备方法
CN103525392B (zh) 压裂用可降解减阻剂及其制备方法
US20160009984A1 (en) Novel viscous fluids systems from produced and flow back waters
CN110643344A (zh) 一种双重缓速乳化自生酸及制备方法
CN115851251A (zh) 一种压裂驱油剂及其制备方法和应用
CN103275682B (zh) 一种油井堵水用乳化酸、其制备及应用其的油井堵水方法
CN112300766A (zh) 一种抗高温可降解暂堵液及其配制方法

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant