CN113684017B - 低残渣水基压裂液 - Google Patents

低残渣水基压裂液 Download PDF

Info

Publication number
CN113684017B
CN113684017B CN202111106287.2A CN202111106287A CN113684017B CN 113684017 B CN113684017 B CN 113684017B CN 202111106287 A CN202111106287 A CN 202111106287A CN 113684017 B CN113684017 B CN 113684017B
Authority
CN
China
Prior art keywords
fracturing fluid
low
dicumyl peroxide
residue
residue water
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
CN202111106287.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN113684017A (zh
Inventor
姜学海
初京义
魏三林
张世锋
刘国银
叶楠
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.)
Lande Weiye Technology Group Co ltd
Xinjiang Rand Weiye Oilfield Service Co ltd
Original Assignee
Lande Weiye Technology Group Co ltd
Xinjiang Rand Weiye Oilfield Service 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 Lande Weiye Technology Group Co ltd, Xinjiang Rand Weiye Oilfield Service Co ltd filed Critical Lande Weiye Technology Group Co ltd
Priority to CN202111106287.2A priority Critical patent/CN113684017B/zh
Publication of CN113684017A publication Critical patent/CN113684017A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN113684017B publication Critical patent/CN113684017B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

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
    • C09K2208/26—Gel breakers other than bacteria or enzymes

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)
  • Detergent Compositions (AREA)

Abstract

一种低残渣水基压裂液，包括稠化剂，还包括200ppm～2000ppm的过氧化二异丙苯，100ppm～800ppm的烷基氧化胺，所述稠化剂为植物胶或合成聚合物。发明的低残渣水基压裂液具有较好的耐剪切性，同时其粘度较高，且其在不同的温度下具有不同的破胶速度，智能可控，能够适用于75‑140℃的油藏。同时，可通过控制过氧化二异丙苯的加量来调节破胶速度，适用范围更广。

Description

低残渣水基压裂液
技术领域
本发明涉及压裂技术领域，具体涉及一种低残渣水基压裂液。
背景技术
水力压裂是目前国内外常用的油气增产方法，其利用水基压裂液的水利作用，使油气层形成裂缝，以改善油气在地下的流动环境，是油气增产。清洁压裂液是指无残渣压裂液，限于目前的环保要求及生产成本，清洁压裂液是目前研发的重点。
水基压裂液以水作为溶剂或分散介质，向其中加入稠化剂、添加剂配制而成，稠化剂通常分为植物胶、纤维素衍生物以及人工合成的聚合物，其中，植物胶和人工合成的聚合物是目前较为常用的稠化剂。
瓜胶作为目前应用最广的植物胶稠化剂，其具有高粘度、具有生物降解性等特点，广泛应用于目前国内外的水力压裂中；丙烯酰胺类聚合物，由于其分子结构的可调节性，因此可制备成具有不同功能的稠化剂。但是，这两类稠化剂，在地层中容易结胶，会对压裂过程中产生的裂缝进行封堵，使得压裂效果变差，因此，在压裂造缝完成后，需要对稠化剂的结胶进行破胶。
目前现场常用的破胶剂可分为以下几类：1、过硫酸盐类过氧化物，但该类破胶剂在适宜的温度下破胶速度过快，同时其适用的温度范围较低；2、生物酶类破胶剂，该类破胶剂能够较为精准的对植物胶类稠化剂进行破胶，但是，高温容易导致生物酶失活，因此其通常仅能在低温条件下使用；3、胶囊破胶剂，通过对破胶剂加装一层可溶解外壳，即形成了胶囊破胶剂，但胶囊破胶剂的成本高，同时胶囊破胶剂的外壳溶解时间难以控制。因此，目前过硫酸盐类过氧化物的应用最为广泛，过硫酸盐破胶剂通常具有两种使用方法，一种是将其与压裂液一同注入地层，其缺点是过硫酸盐的破胶速度过快，维持时间较短，压裂液粘度降低速度快；另一种方法是在压裂后，将过硫酸盐注入地层，其缺点是成本高，工作量大，时间较长。因此，目前急需一种破胶时间长、破胶彻底、操作简单、成本低的压裂液。
发明内容
鉴于此，本发明目的在于提供一种低残渣水基压裂液，其在不同的温度下具有不同的破胶速度，智能可控，能够适用于75-140℃的油藏。
本发明提供的技术方案是，一种低残渣水基压裂液，包括稠化剂，还包括200ppm～2000ppm的过氧化二异丙苯，100ppm～800ppm的烷基氧化胺，所述稠化剂为植物胶或合成聚合物。
本发明的一种实施方式在于，所述低残渣水基压裂液还包括0～100ppm的二价铜盐。
本发明的一种实施方式在于，所述稠化剂加量为所述过氧化二异丙苯的加量的7-15倍。
本发明的一种实施方式在于，所述稠化剂为瓜胶及其衍生物中的至少一种。
本发明进一步的实施方式在于，所述稠化剂为羟丙基瓜胶。
本发明的一种实施方式在于，所述稠化剂为聚丙烯酰胺类稠化剂。
本发明的一种实施方式在于，所述烷基氧化胺为十八酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺和月桂酰胺丙基氧化胺中的至少一种。
本发明的一种实施方式在于，所述过氧化二异丙苯的浓度为500ppm～900ppm，所述烷基氧化胺的浓度为300ppm～600ppm。
本发明的另一个目的是提供一种制备前述的低残渣水基压裂液的方法，包括以下步骤：
将烷基氧化胺溶于压裂液中，混匀；
采用溶剂将过氧化二异丙苯溶解，后将过氧化二异丙苯溶液置于压裂液中，混匀；
将稠化剂溶解于压裂液中，混匀；
静置2-5h即得。
本发明的一种实施方式在于，所述溶剂为乙醇、乙醚中的一种。
本发明起到的技术效果是：本发明的低残渣水基压裂液具有较好的耐剪切性，同时其粘度较高，且其在不同的温度下具有不同的破胶速度，智能可控，能够适用于75-140℃的油藏。同时，可通过控制过氧化二异丙苯的加量来调节破胶速度，适用范围更广。相对于常规的含有过氧化物破胶的压裂液，本发明的压裂液仅需一次注入，操作成本低；相对于含有胶囊破胶剂的压裂液，其成本更低，易于推广。
具体实施方式
下面结合实施例，对本发明作进一步地的详细说明。
为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。
以下实施例中，若无特别说明，各物质均为市售，可从市场上直接购买。
以下实施例中，所采用的的羟丙基瓜胶购自廊坊代尔塔建材科技有限公司，原产地巴基斯坦。
以下实施例中，所述的聚丙烯酰胺为部分水解聚丙烯酰胺，分子量1500万，水解度为23-25％。
以下实施例中，所述的加量百分比均是以压裂液为基准的重量百分比。
一种低残渣水基压裂液，包括稠化剂，还包括200ppm～2000ppm的过氧化二异丙苯，100ppm～800ppm的烷基氧化胺，所述稠化剂为植物胶或合成聚合物。同时，本发明的低残渣水基压裂液，还可以包含现有技术中一些常用的压裂液添加剂，如粘土稳定剂、交联剂等，其中，粘土稳定剂和交联剂均为现有技术，比如，粘土稳定剂可为氯化钾、交联剂可为硼砂，两者的加量也可按照现有技术进行添加，比如对于氯化钾，其添加量通常为0.8％-2％，对于硼砂，其添加量通常为0.03-0.08％。
在本发明中，对稠化剂的加量不做限制，其可根据现场需求添加。比如，对于携砂要求高的压裂液，稠化剂的加量相对较高，使压裂液的粘度相对较大，最终滤失量也较少，但注入成本较高。通常来说，稠化剂的加量为0.1％～1.5％不等。
发明人经过大量创造性劳动发现，在75～120℃的条件下，适量浓度的过氧化二异丙苯对现有的植物胶稠化剂或人工合成聚合物类稠化剂能产生破胶效果，温度越高，破胶速度越快，当过氧化二异丙苯的浓度过高时，会导致稠化剂迅速破胶，从而使得压裂液的携砂效果减弱，因此，本发明将过氧化二异丙苯的浓度设置为200ppm～2000ppm，优选为500ppm～900ppm。
发明人发现，由于过氧化二异丙苯不溶于水，因此，如果直接将过氧化二异丙苯加入压裂液后，其破胶效果极差，因此，发明人通过大量创造性实验，筛选出烷基氧化胺用于将过氧化二异丙苯分散于压裂液中，同时发明人发现，即使采用其余表面活性剂如聚醚类表面活性剂，其效果远低于烷基氧化胺类，但烷基氧化胺的浓度不宜过高，过高浓度的烷基氧化胺，其会影响压裂液的整体性能。因此，本发明将烷基氧化胺的浓度设置为100ppm～800ppm，优选为300ppm～600ppm。
所述稠化剂加量为所述过氧化二异丙苯的加量的7-15倍。事实上，无论是过氧化二异丙苯的加量和稠化剂的加量比例是多少，都能够实现本发明的目的，但是，发明人经过大量创造性劳动后发现，将稠化剂的加量控制为过氧化二异丙苯加量的7-15倍时，其效果更好，破胶后的残渣更少。
所述低残渣水基压裂液还包括0～100ppm的二价铜盐。对于本发明来说，过氧化二异丙苯受温度的影响较大，对于温度小于100℃的油藏来说，其破胶速度可达数十天，因此，为了加快其破胶速度，节约时间，扩大本发明的应用范围，发明人经过大量创造性劳动，筛选出对破胶具有促进作用的二价铜盐，在实验过程中，发明人发现，虽然采用铁离子等其余过渡金属离子均具有一定的促进作用，但是均存在相应的弱点：铁离子本身作为一种破胶剂，其并不能够作为过氧化二异丙苯破胶的催化剂，同时，铁离子受pH影响较大，碱性条件下容易产生沉淀，降低效果；锰离子氧化性过强，容易与过氧化二异丙苯形成协同作用，使得破胶过程急速进行，难以控制。本发明的二价铜盐，可采用可溶性铜盐，如氯化铜、硝酸铜等，或者采用络合剂络合的铜盐，如柠檬酸铜等。同时，本发明对二价铜盐添加顺序不做要求。
所述稠化剂为瓜胶及其衍生物中的至少一种。瓜胶作为目前应用最广泛的植物胶稠化剂，其具有极强的增粘效果，是一种较为理想的稠化剂，为了使瓜胶获得不同的效果，现有技术中也产生了多种瓜胶衍生物，如羟丙基瓜胶、阳离子瓜胶等。
所述稠化剂为聚丙烯酰胺类稠化剂。聚丙烯酰胺类稠化剂是目前应用最为广泛的人工合成聚合物类稠化剂，其可以根据实际需要设计不同分子结构的聚丙烯酰胺类聚合物，现有技术中，常用的有部分水解聚丙烯酰胺等。
对于烷基氧化胺而言，其包含有多种，如十四烷基二羟乙基氧化胺、十六烷基二甲基氧化胺十八酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺、月桂酰胺丙基氧化胺等，其都能够对起到较好的作用，但是，优选十八酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺和月桂酰胺丙基氧化胺。
本发明的另一个目的是提供一种制备前述的低残渣水基压裂液的方法，包括以下步骤：
将烷基氧化胺溶于压裂液中，混匀；
采用溶剂将过氧化二异丙苯溶解，后将过氧化二异丙苯溶液置于压裂液中，混匀；
将稠化剂溶解于压裂液中，混匀；
静置2-5h即得。
在本发明的步骤中，稠化剂、烷基氧化胺和过氧化二异丙苯的添加顺序不做限定，三者的添加顺序对本发明的压裂液效果没有影响。但是，发明人发现，如果先将稠化剂溶解于压裂液中，则会造成压裂液粘度升高，后续两种物质的分散、溶解过程难度升高，需要搅拌更长时间；若先将烷基氧化胺溶于压裂液中，会对后续过氧化二异丙苯的分散产生促进作用，仅需要较短时间即可将过氧化二异丙苯均匀分散。因此，本发明各种物质的投料顺序优选为：烷基氧化胺、过氧化二异丙苯、稠化剂。
同时，对于压裂液中的其余物质，如粘土稳定剂、交联剂等，其可按照常规的添加顺序进行添加。比如在添加稠化剂后，将剩余的粘土稳定剂、交联剂加入压裂液中，搅拌混匀即可。
所述溶剂为乙醇、乙醚中的一种。对于过氧化二异丙苯而言，其不溶于水，但溶于乙醇、乙醚等有机溶剂，因此，若直接将过氧化二异丙苯置于压裂液内，其难以分散，导致最终效果变差。因此，本发明首先利用溶剂将过氧化二异丙苯溶解，后将过氧化二异丙苯溶液投加于压裂液中，随后利用烷基氧化胺的分散作用将过氧化二异丙苯分散形成乳状液。
以下采用具体的实施例对本发明进行进一步的说明。
以下实施例中，采用SY/T 5107-2016的方法对本发明的压裂液进行评价。
实施例1
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.5g十八酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S1。
对于低残渣水基压裂液S1，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为133mPa·S，说明低残渣水基压裂液S1具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表1所示，其中，表1中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表1低残渣水基压裂液S1的破胶和残渣测试
80℃ 100℃ 120℃ 140℃
时间d/粘度mPa·S 26/2.3 15/2.6 8/1.9 2/2.3
残渣含量mg/L 65 79 47 63
实施例2
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.5g十八酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解，继续加入加入10g氯化钾、0.6g硼砂，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S2。
对于低残渣水基压裂液S2，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为165mPa·S，说明低残渣水基压裂液S2具有良好的耐剪切性。同时说明在加入本领域常用的粘土稳定剂、交联剂后，对粘度具有一定的影响，但在预料范围内。
实施例3
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.5g十八酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入1.5g聚丙烯酰胺，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S3。
对低残渣水基压裂液S3，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为167mPa·S，说明低残渣水基压裂液S3具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表2所示，其中，表2中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表2低残渣水基压裂液S3的破胶和残渣测试
80℃ 100℃ 120℃ 140℃
时间d/粘度mPa·S 33/3.1 24/2.5 11/2.1 2/3.3
残渣含量mg/L 32 47 23 55
实施例4
取1.2g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.7g十八酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S4。
对低残渣水基压裂液S4，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为114mPa·S，说明低残渣水基压裂液S4具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表3所示，其中，表3中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表3低残渣水基压裂液S4的破胶和残渣测试
80℃ 100℃ 120℃ 140℃
时间d/粘度mPa·S 18/1.6 12/3.1 4/2.9 ——
残渣含量mg/L 51 34 68 ——
注：表3中“——”表示，在140℃时，其粘度下降过快，不能用于压裂。
实施例5
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.5g月桂酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S5。
对低残渣水基压裂液S5，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为125mPa·S，说明低残渣水基压裂液S5具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表4所示，其中，表4中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表4低残渣水基压裂液S5的破胶和残渣测试
80℃ 100℃ 120℃ 140℃
时间d/粘度mPa·S 22/1.6 15/3.1 7/2.9 2/4.5
残渣含量mg/L 67 59 73 66
实施例6
取0.4g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.7g十八酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S5。
对低残渣水基压裂液S4，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为144mPa·S，说明低残渣水基压裂液S5具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表5所示，其中，表5中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表5低残渣水基压裂液S6的破胶和残渣测试
80℃ 100℃ 120℃ 140℃
时间d/粘度mPa·S 38/2.5 21/3.3 13/2.7 3/4.4
残渣含量mg/L 128 109 132 92
实施例7
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.5g十八酰胺丙基氧化胺溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶、0.16g氯化铜，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液S1。
对于低残渣水基压裂液S7，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为133mPa·S，说明低残渣水基压裂液S7具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表6所示，其中，表6中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表6低残渣水基压裂液S7的破胶和残渣测试
Figure BDA0003272516200000071
Figure BDA0003272516200000081
对比例1
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液D1。同时，发现整个压裂体系中存在悬浮颗粒。
对于低残渣水基压裂液D1，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为133mPa·S，说明低残渣水基压裂液D1具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，但发现，其并不具有破胶能力。
对比例2
取980ml水中，加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解，后加入0.8g过硫酸钾并溶解即得低残渣水基压裂液D2。
对于低残渣水基压裂液D2，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为1.6mPa·S，说明过硫酸钾能够快速对羟丙基瓜胶进行破胶。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表7所示，其中，表7中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表7低残渣水基压裂液D2的破胶和残渣测试
40℃ 60℃ 80℃ 100℃
时间h/粘度mPa·S 3/1.6 1.5/2.4 0.3/2.9 ——
残渣含量mg/L 109 97 121 ——
注：表7中的“——”表示，其破胶速度过快，难以测量。
对比例3
取0.8g过氧化二异丙苯，将其溶解于15ml无水乙醇中，另取0.5g辛基醇聚氧乙烯醚(氧乙烯的聚合度为8)溶于980ml水中，后将前述的过氧化二异丙苯溶液加入980ml水中，搅拌使其均匀分散并形成悬浮液滴，继续加入8g羟丙基瓜胶，持续搅拌使其溶解后，静置3h即得低残渣水基压裂液D3。
对于低残渣水基压裂液D3，在80℃、170s-1条件下剪切两小时，其粘度为147mPa·S，说明低残渣水基压裂液D3具有良好的耐剪切性。
在不同的温度下测量其破胶情况和破胶后的残渣含量，最终结果如表8所示，其中，表8中，第一行为实验温度，第二行为破胶时间和破胶后的粘度，第三行为破胶后的残渣量。
表8低残渣水基压裂液D3的破胶和残渣测试
80℃ 100℃ 120℃ 140℃
时间d/粘度mPa·S 32/3.9 17/3.1 8/2.5 2/2.7
残渣含量mg/L 209 312 227 254
从实施例1-7来看，本发明的低残渣水基压裂液具有较好的耐剪切性，同时其粘度较高，且其在不同的温度下具有不同的破胶速度，智能可控，能够适用于75-140℃的油藏。同时，可通过控制过氧化二异丙苯的加量来调节破胶速度，适用范围更广。同时，在实际压裂过程中，注入的压裂液温度相对地层温度较低，压裂液会暂时降低目标的温度，因此，实际的破胶时间相对于实施例中的破胶时间更长，因此，在应用本发明时，需要根据实际情况调整压裂液的组成。
对比实施例1和实施例3的内容可知，对于瓜胶及其衍生物、聚丙烯酰胺类聚合物的稠化剂，本发明均适用；
对比实施例1和实施例4可知，过氧化二异丙苯的加量越多，则最终破胶速度越快；
对比实施例1和实施例6可知，当稠化剂的加量和过氧化二异丙苯加量倍数之比不在7-15倍的范围内时，其仍然具有较好的耐剪切性和较高的粘度，但残渣相对较高，不过仍然在规定的范围内；
对比实施例1和实施例7可知，在加入二价铜后，破胶速度明显变快。
参见对比例1，可知，当不具有烷基氧化胺时，过氧化二异丙苯并不能够溶解或分散于压裂液体系中，导致其最终并不能对压裂液进行破胶。
参见对比例2，对比例2为本领域常见的直接将过硫酸钾作为破胶剂加入压裂体系中，其在数小时内即可使压裂液失去效果，适用范围较小。
参见对比例3，将烷基氧化胺替换为脂肪醇聚氧乙烯醚时，最终的残渣含量较高。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种低残渣水基压裂液，包括稠化剂，其特征在于，还包括200ppm～2000ppm的过氧化二异丙苯，100ppm～800ppm的烷基氧化胺，所述稠化剂为植物胶或合成聚合物，所述过氧化二异丙苯溶于溶剂后投加至压裂液中；所述烷基氧化胺为十八酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺和月桂酰胺丙基氧化胺中的至少一种。
2.根据权利要求1所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述稠化剂加量为所述过氧化二异丙苯的加量的7-15倍。
3.根据权利要求1所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述低残渣水基压裂液还包括0～100ppm的二价铜盐。
4.根据权利要求1所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述稠化剂为瓜胶及其衍生物。
5.根据权利要求4所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述稠化剂为羟丙基瓜胶。
6.根据权利要求1所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述稠化剂为聚丙烯酰胺类稠化剂。
7.根据权利要求1所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述过氧化二异丙苯的浓度为500ppm～900ppm，所述烷基氧化胺的浓度为300ppm～600ppm。
8.根据权利要求1所述的低残渣水基压裂液，其特征在于，所述溶剂为乙醇、乙醚中的一种。
9.制备如权利要求1所述的低残渣水基压裂液的方法，其特征在于，包括以下步骤：
将烷基氧化胺溶于压裂液中，混匀；
采用溶剂将过氧化二异丙苯溶解，后将过氧化二异丙苯溶液置于压裂液中，混匀；
将稠化剂溶解于压裂液中，混匀；
静置2-5h即得；
所述烷基氧化胺为十八酰胺丙基氧化胺、椰油酰胺丙基氧化胺和月桂酰胺丙基氧化胺中的至少一种。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述溶剂为乙醇、乙醚中的一种。
CN202111106287.2A 2021-09-22 2021-09-22 低残渣水基压裂液 Active CN113684017B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111106287.2A CN113684017B (zh) 2021-09-22 2021-09-22 低残渣水基压裂液

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202111106287.2A CN113684017B (zh) 2021-09-22 2021-09-22 低残渣水基压裂液

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN113684017A CN113684017A (zh) 2021-11-23
CN113684017B true CN113684017B (zh) 2022-08-02

Family

ID=78586893

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202111106287.2A Active CN113684017B (zh) 2021-09-22 2021-09-22 低残渣水基压裂液

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN113684017B (zh)

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112410015A (zh) * 2020-12-16 2021-02-26 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种低温一体化清洁压裂液及其制备方法

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4368136A (en) * 1977-10-06 1983-01-11 Halliburton Services Aqueous gel composition for temporary stabilization of subterranean well formation
US5080171A (en) * 1990-11-08 1992-01-14 The Dow Chemical Company Method of treating subterranean formation with a composition of improved viscosity control
US6729408B2 (en) * 2002-04-05 2004-05-04 Schlumberger Technology Corp. Fracturing fluid and method of use
US7879770B2 (en) * 2006-09-18 2011-02-01 Schlumberger Technology Corporation Oxidative internal breaker for viscoelastic surfactant fluids
US20160032173A1 (en) * 2014-07-03 2016-02-04 Truox, Inc. Method for the time delayed reduction in viscosity of hydraulic fracturing fluid
US10961438B2 (en) * 2014-12-22 2021-03-30 Tougas Oilfield Solutions Gmbh Method for reducing the viscosity of viscosified fluids for applications in natural gas and oil fields
CN105778882A (zh) * 2016-04-21 2016-07-20 成都劳恩普斯科技有限公司 一种低温破胶剂及其制备方法
WO2021138355A1 (en) * 2019-12-31 2021-07-08 Saudi Arabian Oil Company Viscoelastic-surfactant fracturing fluids having oxidizer

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112410015A (zh) * 2020-12-16 2021-02-26 陕西延长石油（集团）有限责任公司 一种低温一体化清洁压裂液及其制备方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN113684017A (zh) 2021-11-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5362312A (en) Carrier fluid for the suspension and delivery of water soluble polymers
CN106634938B (zh) 一种复合型抗温粘弹性自转向酸及其制备方法与应用
CN108329901B (zh) 一种压裂液用乳液型稠化剂及其制备方法和应用
CA1269093A (en) Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor
CN101519585B (zh) 剪切交联敏感性堵漏剂及制备方法
CN104109219B (zh) 一种耐高温稠化剂及其制备方法和应用
CN109266318B (zh) 一种水基钻井液抗高温增粘提切剂及其制备方法和钻井液
CN109763127B (zh) 一种可溶桥塞用快速溶解液及其制备方法
CN107974246B (zh) 一种耐高温交联酸体系、制备方法及应用
CN104710973A (zh) 一种无残渣聚合物压裂液
US10844275B2 (en) Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system
CN112979870B (zh) 一种速溶减阻剂及其制备方法
CN112322271A (zh) 一种低温破胶激活剂及其使用方法
CN114940894A (zh) 一种星型耐温压裂液稠化剂及其制备方法
CN108690598A (zh) 一种页岩气压裂用水基压裂液及其制备方法
CN113684017B (zh) 低残渣水基压裂液
CN110628410A (zh) 用于酸压的耐高温交联酸体系及其制备方法
CN103952128B (zh) 适用于大位移井、水平井的弱凝胶无固相水基钻井液
CN107216865B (zh) 一种自转向酸化液及其制备方法和应用
CN116285938B (zh) 一种功能复合型压裂液稠化剂及其制备方法
CN105542732A (zh) 一种注水井自生泡沫胶束酸液
EP0130732B1 (en) Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation
CN115772399A (zh) 一种高浓度超支化抗盐聚丙烯酰胺乳液及其制备方法
CN113136197B (zh) 一种加重压裂液及其制备方法
EP2502971A1 (en) Modification of Solid Polysaccharide with Transesterification Agent

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