CN111826147B - 一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺 - Google Patents
一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111826147B CN111826147B CN202010673110.XA CN202010673110A CN111826147B CN 111826147 B CN111826147 B CN 111826147B CN 202010673110 A CN202010673110 A CN 202010673110A CN 111826147 B CN111826147 B CN 111826147B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- bridge plug
- fracturing
- cosolvent
- soluble
- parts
- 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
Links
- 239000006184 cosolvent Substances 0.000 title claims abstract description 87
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 title claims abstract description 19
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims abstract description 23
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 17
- -1 iron ion Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical class [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 36
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 33
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 26
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 21
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 18
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 18
- 239000004320 sodium erythorbate Substances 0.000 claims description 12
- 235000010352 sodium erythorbate Nutrition 0.000 claims description 12
- RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N sodium;(2r)-2-[(2r)-3,4-dihydroxy-5-oxo-2h-furan-2-yl]-2-hydroxyethanolate Chemical compound [Na+].[O-]C[C@@H](O)[C@H]1OC(=O)C(O)=C1O RBWSWDPRDBEWCR-RKJRWTFHSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 claims description 8
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 229920006322 acrylamide copolymer Polymers 0.000 claims description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 7
- YIOJGTBNHQAVBO-UHFFFAOYSA-N dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium Chemical compound C=CC[N+](C)(C)CC=C YIOJGTBNHQAVBO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 7
- 238000004321 preservation Methods 0.000 claims description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N Pyridine Chemical compound C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 4
- 229920000289 Polyquaternium Polymers 0.000 claims description 3
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M benzododecinium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 JBIROUFYLSSYDX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 2
- XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M dodecyltrimethylammonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C XJWSAJYUBXQQDR-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 claims description 2
- FJWSMXKFXFFEPV-UHFFFAOYSA-N prop-2-enamide;hydrochloride Chemical compound Cl.NC(=O)C=C FJWSMXKFXFFEPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 abstract description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 12
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 6
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 6
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 6
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 5
- SNAAJJQQZSMGQD-UHFFFAOYSA-N aluminum magnesium Chemical compound [Mg].[Al] SNAAJJQQZSMGQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 150000008363 butyronitriles Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000006056 electrooxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
- C09K8/528—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning inorganic depositions, e.g. sulfates or carbonates
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/134—Bridging plugs
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺,所述可溶桥塞助溶剂包括:2‑5重量份的缓蚀剂,10‑15重量份的氯离子盐,5‑10重量份的盐酸,1‑4重量份的黏土稳定剂,1‑3重量份的铁离子稳定剂,1‑3重量份的阳离子表面活性剂以及60‑80重量份的清水。本发明所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂对储层无污染、伤害低,对环境污染小,使用安全;其对连续油管、套管也不会发生腐蚀作用;另,该水平井压裂用可溶桥塞助溶剂原料成本低,使用其的助溶工艺应用简单易行,不增加压裂施工的工序,可加速可溶桥塞的腐蚀溶解,有助于加速油气井快速求产,减少因通井钻塞引起的复杂情况。
Description
技术领域
本发明涉及一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺,属于油气田压裂技术领域。
背景技术
可溶桥塞目前作为水平井分段压裂技术的核心工具,已广泛应用在常规和非常规油气井的压裂施工中,目前市场上的可溶桥塞本体材料通常为镁基或铝基合金,可溶桥塞胶筒为聚氨酯或特殊氢化丁腈,卡瓦大多采用硬质合金或陶瓷颗粒镶嵌。该材料的可溶桥塞在应用过程中出现了许多因溶解困难导致的复杂情况,通过对长宁地区及威远地区使用的可溶桥塞现场监测统计发现,使用该类可溶桥塞的井,在后期返排过程中,井口压力会随着时间的推移出现明显的下降,甚至出现井口零压力的情况,该类可溶桥塞在施工后返排阶段会发生堵塞井筒的情况,影响返排效率,延长了求产时间,目前都需要进行钻磨处理,多次出现因桥塞溶解不充分导致的卡钻等复杂事故,增加了施工费用。
针对本领域现有可溶桥塞使用中遇到的以上问题,有必要开发一种新型的可溶桥塞助溶剂,以达到快速、充分溶解可溶桥塞,加快油气井求产速度的目的。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足,本发明的一个目的在于提供一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂。
本发明的另一个目的还在于提供以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂的制备方法。
本发明的再一个目的还在于提供一种水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺,其利用以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂实现。
为了实现以上目的,一方面,本发明提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其中,所述可溶桥塞助溶剂包括:
2-5重量份的缓蚀剂,10-15重量份的氯离子盐,5-10重量份的盐酸,1-4重量份的黏土稳定剂,1-3重量份的铁离子稳定剂,1-3重量份的阳离子表面活性剂以及60-80重量份的清水。
在以上所述的可溶桥塞助溶剂中,优选地,所述缓蚀剂包括羟基乙叉二膦酸、咪唑啉、吡啶中的一种或几种的组合。
在以上所述的可溶桥塞助溶剂中,优选地,所述氯离子盐包括氯化钾、氯化铵、氯化钠中的一种或几种的组合。
在以上所述的可溶桥塞助溶剂中,优选地,所述盐酸为质量分数为5-10%的盐酸。
在以上所述的可溶桥塞助溶剂中,优选地,所述黏土稳定剂为聚季铵盐类黏土稳定剂,所述聚季铵盐类黏土稳定剂包括二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物。
在以上所述的可溶桥塞助溶剂中,优选地,所述铁离子稳定剂包括异抗坏血酸钠。
在以上所述的可溶桥塞助溶剂中,优选地,所述阳离子表面活性剂包括十二烷基三甲基溴化胺、十二烷基二甲基苄基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、1-聚氨乙基-2-十一烷基咪唑啉盐酸盐、全氟锌酰胺基-1,2-亚乙基碘化吡啶中的一种或几种的组合。
另一方面,本发明还提供了以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂的制备方法,其中,所述制备方法包括以下步骤:
(1)将氯离子盐加入清水中,加热至70-85℃并搅拌至完全溶解后静置一段时间;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入缓蚀剂和阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入黏土稳定剂和铁离子稳定剂后,得到所述可溶桥塞助溶剂。
在以上所述的制备方法中,优选地,所述静置时间为1-2h。
再一方面,本发明还提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺包括以下步骤:
1)水平井压裂施工第二级压裂加砂结束,砂被顶替入地层后,再降低施工排量,泵入以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂2-3m3,将所述可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井;
2)在进行下一级压裂可溶桥塞泵送作业之前,泵入清水或滑溜水压裂液,以将所述可溶桥塞助溶剂顶替进地层,保证下一级压裂所用可溶桥塞不受所述可溶桥塞助溶剂的影响;随后重复步骤1)以进行下一级压裂并泵入以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂;
3)在全井最后一级压裂的顶替阶段,泵入与最后一级压裂对应井筒容积相同的以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,将所述可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井,关井一段时间后,进行放喷作业。
在以上所述的工艺中,优选地,所述放喷作业包括以下具体步骤:
首先采用3mm油嘴进行第一次放喷,第一次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,放喷后关井24h;然后采用3mm油嘴进行第二次放喷,第二次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,放喷后关井24h;最后采用3mm油嘴进行第三次放喷,第三次放喷放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,放喷后关井24h。
优选地,所述工艺还包括:放喷作业后,待井口条件满足下油管清扫井筒的要求时,开始进行井筒清扫作业。
在以上所述的工艺中,优选地,所述井筒清扫作业包括冲砂、完井。
在以上所述的工艺中,优选地,步骤1)中,所述降低施工排量为将施工排量降至2-3m3/min。
在以上所述的工艺中,优选地,步骤2)中,在进行下一级压裂可溶桥塞泵送作业之前,泵入上一级压裂对应井筒体积1.5-2倍的清水或滑溜水压裂液。
在以上所述的工艺中,优选地,步骤3)中,所述关井时间为72h。
在以上所述的工艺中,水平井压裂施工过程中,第一级压裂施工无需使用以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,从第二级压裂开始直到最后一级,需要使用以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂进行可溶桥塞助溶。
在以上所述的工艺中,本发明对各级压裂施工过程中所要进行的可溶桥塞坐封及射孔等操作不作具体要求,本领域技术人员可以根据现场实际作业需要合理进行坐封及射孔,例如在本发明具体实施方式中,各级压裂施工前利用电缆接射孔枪、坐封工具、可溶桥塞并进行泵送,点火坐封可溶桥塞,然后进行射孔作业,完成可溶桥塞坐封及射孔。
此外,本领域技术人员知晓,完成可溶桥塞坐封及射孔后,需要起出电缆及可溶桥塞投放工具,再投可溶压裂球到可溶桥塞的球座后进行压裂作业。
在以上所述的工艺中,在第二级至第N-1级(其中第N级压裂为全井最后一级压裂)压裂中,将将以上所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井,此时严禁进行放喷作业。
本发明所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂适用于本体材料主要为镁基合金或铝基合金的可溶桥塞,其中,镁基合金或铝基合金是电子的良导体,在具有腐蚀性的离子溶液中易发生电化学腐蚀,由于镁基合金或铝基合金的电极电位较低,一般镁基合金或铝基合金在工程中被广泛作为阳极使用,而氯离子是一种比较常见的腐蚀性离子,氯离子可以增加镁基合金及铝基合金表面的腐蚀几率,加速金属阳离子扩散,促进腐蚀电流流动,从而加速溶解。由于本发明所提供的该可溶桥塞助溶剂中含有盐酸以及包括氯化钾等在内的氯离子盐,加入该可溶桥塞助溶剂后,其所含有的盐酸及氯离子盐能够提供大量的氯离子,从而加速可溶桥塞的腐蚀溶解;该可溶桥塞助溶剂中含有缓蚀剂,有利于对套管钢材和地面管线的保护。
本发明所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂对储层无污染、伤害低,对环境污染小,使用安全;其对连续油管、套管也不会发生腐蚀作用。
本发明所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂原料成本低,使用其的助溶工艺应用简单易行,不增加压裂施工的工序,有助于加速油气井快速求产,减少因通井钻塞引起的复杂情况。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解,现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明,但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
产品实施例
实施例1
本实施例提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂包括:
2重量份的缓蚀剂(羟基乙叉二膦酸),10重量份的氯化钾,5重量份的质量分数为8%的盐酸,1重量份的黏土稳定剂(二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物),1重量份的铁离子稳定剂(异抗坏血酸钠),1重量份的阳离子表面活性剂(十八烷基三甲基氯化铵)以及80重量份的清水;
本实施例所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂是按照以下步骤制备得到的:
(1)将氯化钾加入清水中,加热至80℃并搅拌至完全溶解后静置1-2h;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入缓蚀剂和阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到5重量份的质量分数为8%的盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入黏土稳定剂和异抗坏血酸钠后,得到所述可溶桥塞助溶剂,记为助溶剂A。
实施例2
本实施例提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂包括:
2重量份的缓蚀剂(羟基乙叉二膦酸),15重量份的氯化钾,10重量份的质量分数为8%的盐酸,2重量份的黏土稳定剂(二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物),1重量份的铁离子稳定剂(异抗坏血酸钠),1重量份的阳离子表面活性剂(十八烷基三甲基氯化铵)以及69重量份的清水;
本实施例所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂是按照以下步骤制备得到的:
(1)将15重量份的氯化钾加入69重量份的清水中,加热至80℃并搅拌至完全溶解后静置1-2h;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入2重量份的缓蚀剂和1重量份的阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到10重量份的质量分数为8%的盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入2重量份的黏土稳定剂和1重量份的异抗坏血酸钠后,得到所述可溶桥塞助溶剂,记为助溶剂B。
实施例3
本实施例提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂包括:
3重量份的缓蚀剂(羟基乙叉二膦酸),15重量份的氯化钾,10重量份的质量分数为8%的盐酸,2重量份的黏土稳定剂(二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物),2重量份的铁离子稳定剂(异抗坏血酸钠),2重量份的阳离子表面活性剂(十八烷基三甲基氯化铵)以及66重量份的清水;
本实施例所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂是按照以下步骤制备得到的:
(1)将15重量份的氯化钾加入66重量份的清水中,加热至80℃并搅拌至完全溶解后静置1-2h;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入3重量份的缓蚀剂和2重量份的阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到10重量份的质量分数为8%的盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入2重量份的黏土稳定剂和2重量份的异抗坏血酸钠后,得到所述可溶桥塞助溶剂,记为助溶剂C。
实施例4
本实施例提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂包括:
4重量份的缓蚀剂(羟基乙叉二膦酸),10重量份的氯化钾,5重量份的质量分数为8%的盐酸,3重量份的黏土稳定剂(二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物),2重量份的铁离子稳定剂(异抗坏血酸钠),2重量份的阳离子表面活性剂(十八烷基三甲基氯化铵)以及74重量份的清水;
本实施例所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂是按照以下步骤制备得到的:
(1)将10重量份的氯化钾加入74重量份的清水中,加热至80℃并搅拌至完全溶解后静置1-2h;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入4重量份的缓蚀剂和2重量份的阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到5重量份的质量分数为8%的盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入3重量份的黏土稳定剂和2重量份的异抗坏血酸钠后,得到所述可溶桥塞助溶剂,记为助溶剂D。
实施例5
本实施例提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂包括:
5重量份的缓蚀剂(羟基乙叉二膦酸),10重量份的氯化钾,10重量份的质量分数为8%的盐酸,4重量份的黏土稳定剂(二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物),3重量份的铁离子稳定剂(异抗坏血酸钠),3重量份的阳离子表面活性剂(十八烷基三甲基氯化铵)以及65重量份的清水;
本实施例所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂是按照以下步骤制备得到的:
(1)将10重量份的氯化钾加入65重量份的清水中,加热至80℃并搅拌至完全溶解后静置1-2h;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入5重量份的缓蚀剂和3重量份的阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到10重量份的质量分数为8%的盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入4重量份的黏土稳定剂和3重量份的异抗坏血酸钠后,得到所述可溶桥塞助溶剂,记为助溶剂E。
测试例
溶解性能测试:
在返排液(矿化度为10000ppm)中加入上述实施例1-5提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,在温度分别为70℃和95℃条件下对可溶镁铝合金样块进行溶解性能测试,其中所得可溶镁铝合金样块的溶解速度数据见如下表1所示。
表1
从以上表1中的测试结果可知,在未添加加本发明实施例1-5提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂的体系中,可溶镁铝合金样块的溶解速率最慢,加入所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂后,可溶镁铝合金样块的溶解速率均有大幅提高,其中,可溶镁铝合金样块的溶解速率最大可提高7-8倍。
工艺实施例
本实施例提供了一种水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺,其中,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺包括以下步骤:
步骤一:水平井压裂施工过程中,第一级压裂施工无需使用水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,从第二级压裂开始直到最后一级,用电缆接射孔枪、坐封工具、可溶桥塞进行泵送,点火坐封可溶桥塞,然后进行射孔作业,完成可溶桥塞坐封及射孔;
步骤二:在步骤一的基础上,起出电缆及可溶桥塞投放工具,按施工设计泵注程序进行正常压裂施工,压裂施工加砂结束,砂被顶替入地层后,降低施工排量到2-3m3/min,泵入实施例2中所提供的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂(助溶剂B)2-3m3,将可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井,此时严禁进行放喷作业;
步骤三:在步骤二的基础上,进行下一级桥塞(最后一级除外)泵送作业之前,泵入上一级压裂对应井筒体积1.5倍的清水或滑溜水压裂液,将可溶桥塞助溶剂顶替进地层,保证下一级压裂所用可溶桥塞不受可溶桥塞助溶剂的影响;
步骤四:在全井最后一级压裂的顶替阶段,泵入与最后一级压裂对应井筒容积相同的水平井压裂用可溶桥塞助溶剂(助溶剂B),将可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井,此时严禁进行放喷作业;
步骤五:在步骤三的基础上,除最后一级压裂段外,其它所有桥射连作压裂段按顺序重复步骤一、步骤二、步骤三的操作,最后一级压裂重复步骤一、步骤四的步骤,直至设计的最后一级压裂段完成压裂作业,完毕后进行关井72h;
步骤六:压后关井72h后,开始放喷作业,所述放喷作业具体包括以下步骤:首先采用3mm油嘴进行第一次放喷,第一次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,第一次放喷后关井24h;然后采用3mm油嘴进行第二次放喷,第二次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,第二次放喷后关井24h;最后采用3mm油嘴进行第三次放喷,第三次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,第三次放喷后关井24h,此时全井处于关井状态;
所述放喷作业后,待井口条件满足下油管清扫井筒的要求时,开始进行井筒清扫作业,即进行冲砂,完井;
本实施例中,压后连续关井时间为72h,连续关井后间歇关井3次,间歇关井总时长72h,压后累计关井时间为144h。
以上所述,仅为本发明的具体实施例,不能以其限定发明实施的范围,所以其等同组件的置换,或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰,都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外,本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。
Claims (16)
1.一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述可溶桥塞助溶剂由以下组分构成:
2-5重量份的缓蚀剂,10-15重量份的氯离子盐,5-10重量份的盐酸,1-4重量份的黏土稳定剂,1-3重量份的铁离子稳定剂,1-3重量份的阳离子表面活性剂以及60-80重量份的清水。
2.根据权利要求1所述的可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述缓蚀剂包括羟基乙叉二膦酸、咪唑啉、吡啶中的一种或几种的组合。
3.根据权利要求1所述的可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述氯离子盐包括氯化钾、氯化铵、氯化钠中的一种或几种的组合。
4.根据权利要求1所述的可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述盐酸为质量分数为5-10%的盐酸。
5.根据权利要求1所述的可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述黏土稳定剂为聚季铵盐类黏土稳定剂,所述聚季铵盐类黏土稳定剂包括二甲基二丙烯基氯化铵-丙烯酰胺共聚物。
6.根据权利要求1所述的可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述铁离子稳定剂包括异抗坏血酸钠。
7.根据权利要求1所述的可溶桥塞助溶剂,其特征在于,所述阳离子表面活性剂包括十二烷基三甲基溴化胺、十二烷基二甲基苄基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵、1-聚氨乙基-2-十一烷基咪唑啉盐酸盐、全氟锌酰胺基-1,2-亚乙基碘化吡啶中的一种或几种的组合。
8.权利要求1-7任一项所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂的制备方法,其特征在于,所述制备方法包括以下步骤:
(1)将氯离子盐加入清水中,加热至70-85℃并搅拌至完全溶解后静置一段时间;
(2)保温条件下,向步骤(1)所得混合溶液中加入缓蚀剂和阳离子表面活性剂,搅拌至混合均匀,再将所得混合溶液降至室温;
(3)将步骤(2)所得混合溶液加入到盐酸中,搅拌至混合均匀;
(4)向步骤(3)所得混合溶液中加入黏土稳定剂和铁离子稳定剂后,得到所述可溶桥塞助溶剂。
9.根据权利要求8所述的制备方法,其特征在于,步骤(1)中,所述静置时间为1-2h。
10.一种水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺,其特征在于,所述水平井压裂用可溶桥塞助溶工艺包括以下步骤:
1)水平井压裂施工第二级压裂加砂结束,砂被顶替入地层后,再降低施工排量,泵入权利要求1-7任一项所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂2-3m3,将所述可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井;
2)在进行下一级压裂可溶桥塞泵送作业之前,泵入清水或滑溜水压裂液,以将所述可溶桥塞助溶剂顶替进地层,保证下一级压裂所用可溶桥塞不受所述可溶桥塞助溶剂的影响;随后重复步骤1)以进行下一级压裂并泵入权利要求1-7任一项所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂;
3)在全井最后一级压裂的顶替阶段,泵入与最后一级压裂对应井筒容积相同的权利要求1-7任一项所述水平井压裂用可溶桥塞助溶剂,将所述可溶桥塞助溶剂泵入到可溶桥塞位置后停泵、关井,关井一段时间后,进行放喷作业。
11.根据权利要求10所述的工艺,其特征在于,所述放喷作业包括以下具体步骤:
首先采用3mm油嘴进行第一次放喷,第一次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,放喷后关井24h;然后采用3mm油嘴进行第二次放喷,第二次放喷的放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,放喷后关井24h;最后采用3mm油嘴进行第三次放喷,第三次放喷放喷量为最后一级压裂段所在深度所对应井筒容积的1/3,放喷后关井24h。
12.根据权利要求10或11所述的工艺,其特征在于,所述工艺还包括:放喷作业后,待井口条件满足下油管清扫井筒的要求时,开始进行井筒清扫作业。
13.根据权利要求12所述的工艺,其特征在于,所述井筒清扫作业包括冲砂、完井。
14.根据权利要求10或11所述的工艺,其特征在于,步骤1)中,所述降低施工排量为将施工排量降至2-3m3/min。
15.根据权利要求10或11所述的工艺,其特征在于,步骤2)中,在进行下一级压裂可溶桥塞泵送作业之前,泵入上一级压裂对应井筒体积1.5-2倍的清水或滑溜水压裂液。
16.根据权利要求10或11所述的工艺,其特征在于,步骤3)中,所述关井时间为72h。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010673110.XA CN111826147B (zh) | 2020-07-14 | 2020-07-14 | 一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN202010673110.XA CN111826147B (zh) | 2020-07-14 | 2020-07-14 | 一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN111826147A CN111826147A (zh) | 2020-10-27 |
CN111826147B true CN111826147B (zh) | 2022-08-26 |
Family
ID=72922717
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN202010673110.XA Active CN111826147B (zh) | 2020-07-14 | 2020-07-14 | 一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN111826147B (zh) |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114622886A (zh) * | 2022-02-10 | 2022-06-14 | 中国石油化工集团有限公司 | 井工厂交叉压裂试气施工方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107892907A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-04-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种酸化用纳微米级可自溶暂堵转向剂 |
CN108612508A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-10-02 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法 |
CN108677190A (zh) * | 2018-08-31 | 2018-10-19 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法 |
CN108690588A (zh) * | 2018-05-08 | 2018-10-23 | 北京鼐宝隆能源科技有限公司 | 环保型油井解堵体系、制备方法及其解堵方法 |
CN111021977A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可溶桥塞遇阻遇卡的快速解除方法 |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20180230362A1 (en) * | 2015-10-22 | 2018-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use |
-
2020
- 2020-07-14 CN CN202010673110.XA patent/CN111826147B/zh active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107892907A (zh) * | 2017-11-24 | 2018-04-10 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种酸化用纳微米级可自溶暂堵转向剂 |
CN108612508A (zh) * | 2018-04-24 | 2018-10-02 | 东方宝麟科技发展(北京)有限公司 | 一种利用高强度可降解暂堵球的页岩气水平井压裂新方法 |
CN108690588A (zh) * | 2018-05-08 | 2018-10-23 | 北京鼐宝隆能源科技有限公司 | 环保型油井解堵体系、制备方法及其解堵方法 |
CN108677190A (zh) * | 2018-08-31 | 2018-10-19 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法 |
CN111021977A (zh) * | 2019-11-22 | 2020-04-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可溶桥塞遇阻遇卡的快速解除方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN111826147A (zh) | 2020-10-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110159243B (zh) | 一种碳酸盐岩储层缝网酸压方法 | |
US10329478B2 (en) | Aldehydes as a catalyst for an oxidative breaker | |
CN107313762B (zh) | 一种页岩水力压裂方法 | |
US11279866B2 (en) | Boosters for breakers containing iron compounds | |
RU2347069C2 (ru) | Способ очистки трещины гидроразрыва | |
CN109763127B (zh) | 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法 | |
NO328290B1 (no) | Metoder og viskose sammensetninger for behandling av bronner | |
CN110847852B (zh) | 一种加速可溶桥塞溶解的电化学方法 | |
CN106246156B (zh) | 一种爆燃压裂酸化联作方法 | |
CN111826147B (zh) | 一种水平井压裂用可溶桥塞助溶剂及可溶桥塞助溶工艺 | |
CN104312570A (zh) | 一种低腐蚀化学生热增压破胶剂及其制备方法 | |
CN111621276A (zh) | 一种固体酸解堵剂及其解除地层堵塞的方法 | |
CN110792421A (zh) | 低渗非均质砂岩油气层开发应用的压裂工艺 | |
CN109294544B (zh) | 非氧化型聚合物化学解堵破胶剂及其制备方法 | |
CN111594124A (zh) | 一种浅层致密油藏渗吸压裂方法、浅层致密油藏用压裂体系、免排渗吸压裂液 | |
US20190093000A1 (en) | Self-suspending materilal for diversion applications | |
EP0130732A1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
US8720557B2 (en) | In-situ crosslinking with aluminum carboxylate for acid stimulation of a carbonate formation | |
CA3073386C (en) | Breaker systems for wellbore treatment operations | |
CN110272725B (zh) | 一种侧钻小井眼分段压裂用酸溶性封堵剂及其制备方法 | |
CN109863221B (zh) | 用于油气井增产的聚合物共混物 | |
CN114991738A (zh) | 一种砂岩储层复合改造方法 | |
CN113337268A (zh) | 压裂酸化复合增产工作液及其使用方法 | |
US20210284901A1 (en) | Composition and Method for Breaking Friction Reducing Polymer for Well Fluids | |
CN113462372A (zh) | 用于解除高温高压气井井筒堵塞的解堵酸液 |
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 | ||
CB03 | Change of inventor or designer information | ||
CB03 | Change of inventor or designer information |
Inventor after: Zhang Bin Inventor after: Yue Yangtao Inventor after: Du Linlin Inventor before: Zhang Bin Inventor before: Yue Yangtao Inventor before: Du Linlin |
|
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |