CN114763471B - 滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 - Google Patents
滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 Download PDFInfo
- Publication number
- CN114763471B CN114763471B CN202110057633.6A CN202110057633A CN114763471B CN 114763471 B CN114763471 B CN 114763471B CN 202110057633 A CN202110057633 A CN 202110057633A CN 114763471 B CN114763471 B CN 114763471B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fracturing fluid
- fluid composition
- water
- slickwater
- oil
- 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 129
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 77
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 72
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 69
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 43
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 41
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 38
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims description 26
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims description 26
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000004721 Polyphenylene oxide Substances 0.000 claims description 10
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 229920000570 polyether Polymers 0.000 claims description 10
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims description 9
- 241000193830 Bacillus <bacterium> Species 0.000 claims description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 8
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 8
- 238000004321 preservation Methods 0.000 claims description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 6
- 239000002366 mineral element Substances 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 6
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 6
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 3-[3-[3,5-dihydroxy-6-methyl-4-(3,4,5-trihydroxy-6-methyloxan-2-yl)oxyoxan-2-yl]oxydecanoyloxy]decanoic acid;hydrate Chemical compound O.OC1C(OC(CC(=O)OC(CCCCCCC)CC(O)=O)CCCCCCC)OC(C)C(O)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(C)O1 HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N Benzoylperoxide Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(=O)OOC(=O)C1=CC=CC=C1 OMPJBNCRMGITSC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229930186217 Glycolipid Natural products 0.000 claims description 5
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 5
- 241001052560 Thallis Species 0.000 claims description 5
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 5
- 235000019400 benzoyl peroxide Nutrition 0.000 claims description 5
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 claims description 5
- PZNOBXVHZYGUEX-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine;hydrochloride Chemical compound Cl.C=CCNCC=C PZNOBXVHZYGUEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 5
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 5
- MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 2-chloro-n-phenylpyridine-3-carboxamide Chemical compound ClC1=NC=CC=C1C(=O)NC1=CC=CC=C1 MPNXSZJPSVBLHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 108010025955 Pyocins Proteins 0.000 claims description 4
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 4
- HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N Sorbitan monostearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](O)[C@H]1OC[C@H](O)[C@H]1O HVUMOYIDDBPOLL-XWVZOOPGSA-N 0.000 claims description 3
- 238000011081 inoculation Methods 0.000 claims description 3
- ONJQDTZCDSESIW-UHFFFAOYSA-N polidocanol Chemical compound CCCCCCCCCCCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCOCCO ONJQDTZCDSESIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 235000010482 polyoxyethylene sorbitan monooleate Nutrition 0.000 claims description 3
- 229920000053 polysorbate 80 Polymers 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 claims description 2
- 241001148471 unidentified anaerobic bacterium Species 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 abstract description 7
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 4
- 238000004065 wastewater treatment Methods 0.000 abstract description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 19
- 239000012075 bio-oil Substances 0.000 description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 12
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 11
- 241000235342 Saccharomycetes Species 0.000 description 8
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 5
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000001963 growth medium Substances 0.000 description 4
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 4
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000012258 culturing Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000006228 supernatant Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical group 0.000 description 1
- KXHPPCXNWTUNSB-UHFFFAOYSA-M benzyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)CC1=CC=CC=C1 KXHPPCXNWTUNSB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000004071 biological effect Effects 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- DLFDEDJIVYYWTB-UHFFFAOYSA-N dodecyl(dimethyl)azanium;bromide Chemical compound Br.CCCCCCCCCCCCN(C)C DLFDEDJIVYYWTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N dodecylamine Chemical compound CCCCCCCCCCCCN JRBPAEWTRLWTQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000002054 inoculum Substances 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000056 polyoxyethylene ether Polymers 0.000 description 1
- 229940051841 polyoxyethylene ether Drugs 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 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
- C09K8/60—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
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08F—MACROMOLECULAR COMPOUNDS OBTAINED BY REACTIONS ONLY INVOLVING CARBON-TO-CARBON UNSATURATED BONDS
- C08F257/00—Macromolecular compounds obtained by polymerising monomers on to polymers of aromatic monomers as defined in group C08F12/00
-
- 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
-
- 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
- C09K8/885—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
-
- 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
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- 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
- C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
本发明提供了一种滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用。以质量百分比计，滑溜水压裂液组合物包括：0.05～0.50％的聚丙烯酰胺类减阻剂、0.40～0.60％的生物驱油剂、0.10～0.30％的添加剂以及99.05～99.25％的水。本申请的滑溜水压裂液组合物一方面可以使原油形成一种以水包油为主的乳液，具有较好的清洗、剥离、驱替以及实现“油水置换”的功效，有利于提高原油采收率。另一方面通过聚丙烯酰胺类减阻剂、生物驱油剂以及添加剂的充分协同作用，实现了压裂三采一体化的效果。且这种压裂液也不需要破胶，是绿色环保的生物化工材料，返排液对环境无污染，无需进行废水处理，并能够重复使用，降低了成本。
Description
技术领域
本发明涉及滑溜水压裂液技术领域，具体而言，涉及一种滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用。
背景技术
目前，在进行非常规致密油气开发过程中，体积压裂逐渐成为该类油气藏储层改造的主要措施。为满足低渗透油田增产改造的需求，通常使用大液量、高排量的滑溜水压裂施工方法。由于低渗透油田储层物性、压裂工艺、返排制度等多因素的综合影响，导致大量压裂液滞留在微裂缝及基质孔隙中，由于压裂施工周期长，这样相对早期压裂的地层会较长时间浸泡在未返排的压裂液中。压裂液在储层中的长时间滞留有可能给储层带来不同程度的伤害，压裂液滞留伤害不但影响储层改造效果，严重时造成油气井减产，从而对储层整体开发效果产生直接影响。针对这一问题，开发一种压裂液并将压裂液滞留导致的不利影响变成有利于提高采收率的新型多功能滑溜水压裂液成为压裂液发展的重要方向。
专利申请公开号为CN 109337663 A的中国专利申请公开了一种低渗透储层用连续混配驱油型压裂液及其制备方法和应用。该压裂液由如下组分按以下质量百分比组成：稠化剂为3～9％；破胶剂为1～2％；余量为水。稠化剂由如下组分按以下质量百分比组成：粘弹性表面活性剂为3～8％；高效驱油表面活性剂为12～20％；盐类为5～10％；余量为水。第一该粘弹性表面活性剂压裂液的成本要比传统的聚合物基压裂液体系要高，如单位成本和组分浓度较高，从而导致应用成本较高，并且目前其抗温性较差和在高速剪切条件下存在蠕虫状结构的恢复能力差的问题。第二其所用的高效驱油表面活性剂由二亚甲基1,2-双(十二烷基二甲基溴化铵)、十二烷基胺聚氧乙烯醚双季铵盐、十二烷基硫酸钠混配而成，从而导致压裂液的成本较高、耐盐能力较差、性能不稳定。
专利申请公开号为CN 104327824 A的中国专利申请公开了一种提高石油采收率的新型压裂液，该压裂液组分按质量百分比如下WH924聚合物0.2～0.25％，JXP-D助排剂0.1％，复合交联剂(10％硫酸铝、0.25％盐酸)0.05～0.1％，过硫酸铵0.1％，余量为水。该技术主要用于10～420mD储层，并且其发明没有对所具有的驱油作用进行解释，其实施例压裂施工中也并未提到，因此其对于储层的驱油效果针对性不强，驱油效果难以保证。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用，以解决现有技术中的压裂液滞留在储层中导致油气井减产的问题。
为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种滑溜水压裂液组合物，以质量百分比计，滑溜水压裂液组合物包括：0.05～0.50％的聚丙烯酰胺类减阻剂、0.40～0.60％的生物驱油剂、0.10～0.30％的添加剂以及99.05～99.25％的水。
进一步地，上述聚丙烯酰胺类减阻剂的质量百分含量为0.08～0.15％，优选生物驱油剂的质量百分含量为0.50～0.60％，优选添加剂的质量百分含量为0.20～0.30％。
进一步地，上述生物驱油剂为由保藏编号为CGMCC No.6614的不产氧芽孢杆菌发酵得到的有机营养液，有机营养液包括糖脂、烷基链化合物，优选地，生物驱油剂的制备方法包括：将酵母菌在发酵培养基中进行发酵培养，得到培养液；将培养液进行固液分离，得到菌体和清液；将清液进行萃取分离，得到有机营养液，发酵培养基包括5～10g/L的碳源、5～10g/L的抑制剂、2～3g/L的氮源、2～3g/L的矿物元素和水，发酵培养基的pH值为7～8，酵母菌的接种量为1～2g/L。
进一步地，上述发酵培养的培养条件为：发酵培养的温度为50～70℃，优选将酵母菌在发酵培养基中以200～250rpm/min进行摇床培养100～150h。
进一步地，上述碳源选自石蜡、糖蜜、原油中的任意一种或多种，优选抑制剂为绿脓素，优选氮源为NH4NO3、矿物元素包括K2HPO4和MgSO4。
进一步地，以质量百分比计，上述聚丙烯酰胺类减阻剂由包括0.7～1％的醋酸乙烯酯、20～25％的丙烯酰胺、2～6％的丙烯酸、1～3％的乙氧基化-2-羟乙基甲基丙烯酸酯、10～12％的聚乙烯基苄基三甲基氯化铵、1～2％的氯化钠、1～2％的硫酸钠、0.1～0.2％的过氧化二苯甲酰以及48.9～64.2％的水的原料聚合反应得到。
进一步地，以质量百分比计，上述添加剂包括20～30％的聚二甲基二烯丙基氯化铵、20～30％的聚醚表面活性剂、5～10％的氯化钾和/或氯化钠以及35～55％的水。
进一步地，上述聚醚表面活性剂选自AEO-9、NP-10、BY-125、F108、吐温80、司盘60中的任意一种或多种。
根据本发明的另一方面，提供了一种滑溜水压裂液，由压裂液组合物混合得到，该压裂液组合物为上述滑溜水压裂液组合物。
根据本发明的又一方面，提供了一种滑溜水压裂液在现场施工中的应用，将滑溜水压裂液组合物在施工现场配制形成滑溜水压裂液，该滑溜水压裂液组合物为前述滑溜水压裂液组合物。
应用本发明的技术方案，本申请的滑溜水压裂液组合物一方面可以使原油形成一种以水包油为主的乳液，具有较好的清洗、剥离、驱替以及实现“油水置换”的功效。利用亲水油藏毛管力的自吸排油作用，将滞留在储层的压裂液优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位；压后闷井，在毛细管力的作用下，使压裂液与中、小孔喉或基质中的油气产生置换，导致产层中的油水重新分布，然后开井放喷降压，使被置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的油气随部分返排液一起被采出，从而提高了低渗透储层原油渗吸采出程度，增加压后增产效果，有利于提高原油采收率。另一方面通过聚丙烯酰胺类减阻剂、生物驱油剂以及添加剂的充分协同作用，使滑溜水压裂液具有较低的表面张力以及防膨性最高可达87％，最高减阻率可以达到77.8％，原油降粘率最高可达92％，驱油效率最高可达9.49％以上，尤其生物驱油剂能激活油层中的内源微生物，在储层产生超临界二氧化碳，从而有利于降低原油的粘度，可形成超低界面张力。并且包含上述生物驱油剂的压裂液不但能够补充地层能量，还能够对储层孔隙岩石上的油膜具有剥离、驱替以及“油水置换”的作用，形成一剂多效的多功能滑溜水压裂液，实现了压裂三采一体化的效果。且这种压裂液也不需要破胶，是绿色环保的生物化工材料，返排液对环境无污染，无需进行废水处理，并能够重复使用，降低了成本。
附图说明
构成本申请的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1示出了根据本发明提供的滑溜水压裂液的减阻率随着聚丙烯酰胺类减阻剂浓度及排量的变化关系图。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
如背景技术所分析的，现有技术中存在压裂液滞留在储层中导致油气井减产的问题，为解决该问题，本发明提供了一种滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用。
在本申请的一种典型的实施方式中，提供了一种滑溜水压裂液组合物，以质量百分比计，该滑溜水压裂液组合物包括：0.05～0.50％的聚丙烯酰胺类减阻剂、0.40～0.60％的生物驱油剂、0.10～0.30％的添加剂以及99.05～99.25％的水。
本申请的滑溜水压裂液组合物一方面可以使原油形成一种以水包油为主的乳液，具有较好的清洗、剥离、驱替以及实现“油水置换”的功效。利用亲水油藏毛管力的自吸排油作用，将滞留在储层的压裂液优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位；压后闷井，在毛细管力的作用下，使压裂液与中、小孔喉或基质中的油气产生置换，导致产层中的油水重新分布，然后开井放喷降压，使被置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的油气随部分返排液一起被采出，从而提高了低渗透储层原油渗吸采出程度，增加压后增产效果，有利于提高原油采收率。另一方面通过聚丙烯酰胺类减阻剂、生物驱油剂以及添加剂的充分协同作用，使滑溜水压裂液具有较低的表面张力以及防膨性最高可达87％，最高减阻率可以达到77.8％，原油降粘率最高可达92％，驱油效率最高可达9.49％以上，尤其生物驱油剂能激活油层中的内源微生物，在储层产生超临界二氧化碳，从而有利于降低原油的粘度，可形成超低界面张力。并且包含上述生物驱油剂的压裂液不但能够补充地层能量，还能够对储层孔隙岩石上的油膜具有剥离、驱替以及“油水置换”的作用，形成一剂多效的多功能滑溜水压裂液，实现了压裂三采一体化的效果。且这种压裂液也不需要破胶，是绿色环保的生物化工材料，返排液对环境无污染，无需进行废水处理，并能够重复使用，降低了成本。
为进一步地提高聚丙烯酰胺类减阻剂、生物驱油剂以及添加剂之间的相互协同作用，从而得到性能更优良的滑溜水压裂液，优选聚丙烯酰胺类减阻剂的质量百分含量为0.08～0.15％，优选生物驱油剂的质量百分含量为0.50～0.60％，优选添加剂的质量百分含量为0.20～0.30％。
为改善本申请的生物驱油剂对油层中的内源微生物的激活效果，从而提高滑溜水压裂液对原油的采收率，优选上述生物驱油剂为由保藏编号为CGMCC No.6614的不产氧芽孢杆菌发酵得到的有机营养液，有机营养液包括糖脂、烷基链化合物。为得到生物活性尽可能好的生物驱油剂，优选地，上述生物驱油剂的制备方法包括：将酵母菌在发酵培养基中进行发酵培养，得到培养液；将培养液进行固液分离，得到菌体和清液；将清液进行萃取分离，得到有机营养液，发酵培养基包括5～10g/L的碳源、5～10g/L的抑制剂、2～3g/L的氮源、2～3g/L的矿物元素和水，发酵培养基的pH值为7～8，酵母菌的接种量为1～2g/L。
为进一步地提高生物驱油剂的发酵培养的效率，优选上述发酵培养的培养条件为：发酵培养的温度为50～70℃，优选将酵母菌在发酵培养基中以200～250rpm/min进行摇床培养100～150h。
为尽可能的改善酵母菌的发酵条件，从而得到高生物活性的生物驱油剂，优选上述碳源选自石蜡、糖蜜、原油中的任意一种或多种，优选抑制剂为绿脓素，优选氮源为NH4NO3、矿物元素包括K2HPO4和MgSO4。
在本申请的一种实施例中，以质量百分比计，上述聚丙烯酰胺类减阻剂由包括0.7～1％的醋酸乙烯酯、20～25％的丙烯酰胺、2～6％的丙烯酸、1～3％的乙氧基化-2-羟乙基甲基丙烯酸酯、10～12％的聚乙烯基苄基三甲基氯化铵、1～2％的氯化钠、1～2％的硫酸钠、0.1～0.2％的过氧化二苯甲酰以及48.9～64.2％的水的原料聚合反应得到。
本申请的聚丙烯酰胺类减阻剂的制备方法可以参照现有技术中常规聚丙烯酰胺类物质的制备方法，本申请为提高聚丙烯酰胺类减阻剂的制备效率，并使得到的聚丙烯酰胺类减阻剂与生物驱油剂以及添加剂更好的进行协同作用，优选采用上述的原料聚合反应得到聚丙烯酰胺类减阻剂。
为进一步地提高上述添加剂对滑溜水压裂液的活性改进效果，从而得到性能更优良的滑溜水压裂液，优选以质量百分比计，上述添加剂包括20～30％的聚二甲基二烯丙基氯化铵、20～30％的聚醚表面活性剂、5～10％的氯化钾和/或氯化钠以及35～55％的水。
氯化钾和/或氯化钠、聚二甲基二烯丙基氯化铵能够在溶解后电离出阳离子，通过附着于黏土表面来抵消黏土表面所带的负电，同时附着在晶层中间降低其颗粒表面、晶层间的所带负电性，以及扩散双电层的厚度抑制了黏土矿物层间的斥力，抑制黏土微粒分散发生运移，从而有效抑制黏土膨胀运移。聚醚表面活性剂则可改变地层润湿性、降低表面张力、减小毛细管的阻力、提高压后返排率以及减小压裂液对地层造成的水锁等伤害，达到增产的目的。
为进一步地提高上述聚醚表面活性剂与添加剂中其它组分的协同效果，从而得到性能更优良的滑溜水压裂液，优选上述聚醚表面活性剂选自AEO-9、NP-10、BY-125、F108、吐温80、司盘60中的任意一种或多种。
在本申请的另一种典型的实施方式中，提供了一种滑溜水压裂液，由压裂液组合物混合得到，该压裂液组合物为前述滑溜水压裂液组合物。
由压裂液组合物混合得到的滑溜水压裂液不但能够补充地层能量，还能够对储层孔隙岩石上的油膜具有剥离、驱替以及“油水置换”的作用，形成一剂多效的多功能滑溜水压裂液，实现了压裂三采一体化的效果。并能够重复使用，降低了成本。
在本申请的又一种典型的实施方式中，提供了一种滑溜水压裂液在现场施工中的应用，将滑溜水压裂液组合物在施工现场配制形成滑溜水压裂液，该滑溜水压裂液组合物为上述滑溜水压裂液组合物。
聚丙烯酰胺类减阻剂、生物驱油剂以及添加剂在水中都是速溶型的产品，因此将三种组分加入水中并搅拌即可使之溶解，且可以不分先后顺序的进行加入，即得到滑溜水压裂液，满足在线即配即注的施工要求。本发明与传统站点式配液模式相比，无需缓冲罐以及其它辅助设备，降低了设备成本。
以下将结合具体实施例和对比例，对本申请的有益效果进行说明。
实施例1
将1份醋酸乙烯酯、20份丙烯酰胺、2份丙烯酸、1份乙氧基化-2-羟乙基甲基丙烯酸酯、10份聚乙烯基苄基三甲基氯化铵、1份氯化钠、1份硫酸钠、0.1份过氧化二苯甲酰、63.9份的水混合并在25℃下反应6小时，得到聚丙烯酰胺类减阻剂。
将20份聚二甲基二烯丙基氯化铵、20份聚醚表面活性剂、5份氯化钾及55份的水混合得到添加剂。
发酵培养基：5g/L的石蜡、5g/L的绿脓素、3g/L的糖蜜、3g/L的NH4NO3、2.0g/L的K2HPO4、0.2g/L的MgSO4、余量为水，得到pH值约为7.0的发酵培养基。将以1g/L的接种量接种酵母菌(保藏编号为CGMCC No.6614的不产氧芽孢杆菌)后，在60℃、200rpm/min摇床培养100小时，得到培养液。将培养液离心除去菌体，取上层清液并用硫酸调pH，并加入硫酸铵静置，再用氯仿和甲醇进行萃取，静置分层后，取下层，去除其中的溶剂，形成以糖脂为主，且具有较长烷基链的生物驱油剂。
将0.05份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.25份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例2
实施例2与实施例1的区别在于，将0.50份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.50份生物驱油剂以及98.80份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例3
实施例3与实施例1的区别在于，将0.08份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.22份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例4
实施例4与实施例1的区别在于，将0.15份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.15份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例5
实施例5与实施例1的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.20份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
对实施例1至5得到的滑溜水压裂液分别进行减阻率测试，实验仪器为高温高压滑溜水减阻率测试仪，在实验温度为25℃、10mm管径、排量分别为10L/min、15L/min、20L/min、25L/min、30L/min、35L/min、40L/min的条件下测定滑溜水压裂液的减阻率随着排量及减阻剂浓度的变化关系。实施例1至5中，随着减阻剂浓度以及排量的变化，滑溜水压裂液的减阻率的变化如图1所示，从图1可以看出在上述的排量下，驱油型多功能滑溜水减阻率在测试排量下减阻剂浓度在0.08～0.15％时对应的实施例3至5中的滑溜水压裂液的减阻率高且稳定，尤其实施例5聚丙烯酰胺类减阻剂浓度为0.1％时，滑溜水压裂液的减阻率最优。
实施例6
实施例6与实施例5的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.10份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.30份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例7
实施例7与实施例5的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.15份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.25份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例8
实施例8与实施例5的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.20份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例9
实施例9与实施例5的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.25份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.15份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例10
实施例10与实施例5的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.30份添加剂、0.50份生物驱油剂以及99.10份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例11
实施例11与实施例8的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.40份生物驱油剂以及99.30份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例12
实施例12与实施例8的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.45份生物驱油剂以及99.25份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例13
实施例13与实施例8的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.55份生物驱油剂以及99.15份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例14
实施例14与实施例8的区别在于，将0.10份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.60份生物驱油剂以及99.10份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
实施例15
实施例15与实施例1的区别在于，取0.7份醋酸乙烯酯、25份丙烯酰胺、6份丙烯酸、3份乙氧基化-2-羟乙基甲基丙烯酸酯、12份聚乙烯基苄基三甲基氯化铵、2份氯化钠、2份硫酸钠、0.2份过氧化二苯甲酰、49.1份的水混合并在25℃下反应6小时，得到聚丙烯酰胺类减阻剂。
将30份聚二甲基二烯丙基氯化铵、30份聚醚表面活性剂、10份氯化钾及35份的水混合得到添加剂。
发酵培养基：5g/L的石蜡、10g/L的绿脓素、5g/L的糖蜜、2g/L的NH4NO3、1g/L的K2HPO4、0.3g/L的MgSO4、余量为水，得到pH值约为7.0的发酵培养基。将2g/L的酵母菌(保藏编号为CGMCC No.6614的不产氧芽孢杆菌)在70℃、250rpm/min摇床培养150小时，得到培养液。将培养液离心除去菌体，取上层清液并用硫酸调pH，并加入硫酸铵静置，再用氯仿和甲醇进行萃取，静置分层后，取下层，去除其中的溶剂，最终形成以糖脂为主，且具有较长烷基链的生物驱油剂。
对比例1
对比例1与实施例1的区别在于，将0.05份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂、0.20份生物驱油剂以及99.57份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
对比例2
对比例2与实施例1的区别在于，将0.05份聚丙烯酰胺类减阻剂、0.20份添加剂以及99.75份的水进行混合，得到滑溜水压裂液。
通过石油天然气行业标准SY/T5107-2016、SY/T5370-2018、SY/T5971-2016分别测试上述实施例1至15、对比例1、对比例2得到的滑溜水压裂液的减阻率、表面张力、防膨率、界面张力、降粘效率及驱油效率，并将测试结果列于表1。
表1
从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：
本申请的滑溜水压裂液组合物一方面可以使原油形成一种以水包油为主的乳液，具有较好的清洗、剥离、驱替以及实现“油水置换”的功效。利用亲水油藏毛管力的自吸排油作用，将滞留在储层的压裂液优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位；压后闷井，在毛细管力的作用下，使压裂液与中、小孔喉或基质中的油气产生置换，导致产层中的油水重新分布，然后开井放喷降压，使被置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的油气随部分返排液一起被采出，从而提高了低渗透储层原油渗吸采出程度，增加压后增产效果，有利于提高原油采收率。另一方面通过聚丙烯酰胺类减阻剂、生物驱油剂以及添加剂的充分协同作用，使滑溜水压裂液具有较低的表面张力以及防膨性最高可达87％，最高减阻率可以达到77.8％，原油降粘率最高可达92％，驱油效率最高可达9.49％以上，尤其生物驱油剂能激活油层中的内源微生物，在储层产生超临界二氧化碳，从而有利于降低原油的粘度，可形成超低界面张力。并且包含上述生物驱油剂的压裂液不但能够补充地层能量，还能够对储层孔隙岩石上的油膜具有剥离、驱替以及“油水置换”的作用，形成一剂多效的多功能滑溜水压裂液，实现了压裂三采一体化的效果。且这种压裂液也不需要破胶，是绿色环保的生物化工材料，返排液对环境无污染，无需进行废水处理，并能够重复使用，降低了成本。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种滑溜水压裂液组合物，其特征在于，以质量百分比计，所述滑溜水压裂液组合物包括：0.05~0.50%的聚丙烯酰胺类减阻剂、0.40~0.60%的生物驱油剂、0.10~0.30%的添加剂以及99.05~99.25%的水；
所述生物驱油剂为由保藏编号为CGMCC No.6614 的不产氧芽孢杆菌发酵得到的有机营养液，所述有机营养液包括糖脂、烷基链化合物，所述生物驱油剂的制备方法包括：
将所述保藏编号为CGMCC No.6614 的不产氧芽孢杆菌发酵在发酵培养基中进行发酵培养，得到培养液；
将所述培养液进行固液分离，得到菌体和清液；
将所述清液进行萃取分离，得到所述有机营养液，
所述发酵培养基包括5~10g/L的碳源、5~10g/L的抑制剂、2~3g/L的氮源、2~3g/L的矿物元素和水，所述发酵培养基的pH值为7~8，所述保藏编号为CGMCC No.6614 的不产氧芽孢杆菌发酵的接种量为1~2g/L；
以质量百分比计，所述聚丙烯酰胺类减阻剂由包括0.7~1%的醋酸乙烯酯、20~25%的丙烯酰胺、2~6%的丙烯酸、1~3%的乙氧基化-2-羟乙基甲基丙烯酸酯、10~12%的聚乙烯基苄基三甲基氯化铵、1~2%的氯化钠、1~2%的硫酸钠、0.1~0.2%的过氧化二苯甲酰以及48.9~64.2%的水的原料聚合反应得到；
以质量百分比计，所述添加剂包括20~30%的聚二甲基二烯丙基氯化铵、20~30%的聚醚表面活性剂、5~10%的氯化钾和/或氯化钠以及35~55%的水。
2.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，其特征在于，所述聚丙烯酰胺类减阻剂的质量百分含量为0.08~0.15%。
3.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，其特征在于，所述生物驱油剂的质量百分含量为0.50~0.60%。
4.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，其特征在于，所述添加剂的质量百分含量为0.20~0.30%。
5.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，其特征在于，所述发酵培养的培养条件为：所述发酵培养的温度为50~70℃。
6.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，其特征在于，将所述保藏编号为CGMCCNo.6614 的不产氧芽孢杆菌发酵在所述发酵培养基中以200~250rpm/min进行摇床培养100~150h。
7.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，其特征在于，所述碳源选自石蜡、糖蜜、原油中的任意一种或多种，所述抑制剂为绿脓素，所述氮源为NH4NO3、所述矿物元素包括K2HPO4和MgSO4。
8.根据权利要求1所述的滑溜水压裂液组合物，所述聚醚表面活性剂选自AEO-9、NP-10、BY-125、F108、吐温80、司盘60中的任意一种或多种。
9.一种滑溜水压裂液，由压裂液组合物混合得到，其特征在于，所述压裂液组合物为权利要求1至8中任一项所述滑溜水压裂液组合物。
10.一种滑溜水压裂液在现场施工中的应用，将滑溜水压裂液组合物在施工现场配制形成所述滑溜水压裂液，其特征在于，所述滑溜水压裂液组合物为权利要求1至8中任一项所述滑溜水压裂液组合物。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110057633.6A CN114763471B (zh) | 2021-01-15 | 2021-01-15 | 滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110057633.6A CN114763471B (zh) | 2021-01-15 | 2021-01-15 | 滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN114763471A CN114763471A (zh) | 2022-07-19 |
| CN114763471B true CN114763471B (zh) | 2023-12-22 |
Family
ID=82364738
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110057633.6A Active CN114763471B (zh) | 2021-01-15 | 2021-01-15 | 滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN114763471B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115341528B (zh) * | 2022-08-24 | 2024-02-06 | 国网福建省电力有限公司电力科学研究院 | 一种输电线路塔基堆土的生态固化方法 |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103937484A (zh) * | 2014-05-09 | 2014-07-23 | 余维初 | 一种页岩气井滑溜水压裂液体系高效乳态快速水溶减阻剂 |
| CN104593298A (zh) * | 2015-01-04 | 2015-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一株新型嗜热耐盐降解原油产乳化剂的菌株及其应用 |
| CN104744631A (zh) * | 2015-03-30 | 2015-07-01 | 长江大学 | 不含油相高效速溶低摩阻的滑溜水压裂液体系减阻剂 |
| CN104927829A (zh) * | 2015-05-15 | 2015-09-23 | 北京千永科技有限公司 | 一种高减阻滑溜水及其应用 |
| CN105154050A (zh) * | 2015-07-29 | 2015-12-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温耐盐稠油生物降粘剂及其制备方法 |
| CN106634935A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 |
| CN107556993A (zh) * | 2016-07-01 | 2018-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐高温高盐的生物乳化降粘剂及其制备方法 |
| CN110669490A (zh) * | 2019-10-22 | 2020-01-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于高温高盐稠油油藏生物润湿反转剂及其制备方法 |
| CN110685656A (zh) * | 2019-10-11 | 2020-01-14 | 长江大学 | 一种低渗透油藏压裂三采一体化施工方法 |
-
2021
- 2021-01-15 CN CN202110057633.6A patent/CN114763471B/zh active Active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103937484A (zh) * | 2014-05-09 | 2014-07-23 | 余维初 | 一种页岩气井滑溜水压裂液体系高效乳态快速水溶减阻剂 |
| CN104593298A (zh) * | 2015-01-04 | 2015-05-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一株新型嗜热耐盐降解原油产乳化剂的菌株及其应用 |
| CN104744631A (zh) * | 2015-03-30 | 2015-07-01 | 长江大学 | 不含油相高效速溶低摩阻的滑溜水压裂液体系减阻剂 |
| CN104927829A (zh) * | 2015-05-15 | 2015-09-23 | 北京千永科技有限公司 | 一种高减阻滑溜水及其应用 |
| CN105154050A (zh) * | 2015-07-29 | 2015-12-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐温耐盐稠油生物降粘剂及其制备方法 |
| CN107556993A (zh) * | 2016-07-01 | 2018-01-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种耐高温高盐的生物乳化降粘剂及其制备方法 |
| CN106634935A (zh) * | 2016-12-01 | 2017-05-10 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种降解后与原油具有超低界面张力的滑溜水压裂液 |
| CN110685656A (zh) * | 2019-10-11 | 2020-01-14 | 长江大学 | 一种低渗透油藏压裂三采一体化施工方法 |
| CN110669490A (zh) * | 2019-10-22 | 2020-01-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于高温高盐稠油油藏生物润湿反转剂及其制备方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 余维初等.环保低伤害滑溜水压裂液体系研究及应用.《重庆科技学院学报》.第23卷(第5期),1-5. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN114763471A (zh) | 2022-07-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110016329B (zh) | 一种高温高盐油藏原位乳化体系及其应用 | |
| CN110484229B (zh) | 一种用于低渗透油藏的复合驱油体系及其制备和应用方法 | |
| CN111636848B (zh) | 一种提高聚合物驱后油藏采收率的方法 | |
| US10202540B2 (en) | Zirconium gel particle combination flooding system and preparation method thereof | |
| CN114763471B (zh) | 滑溜水压裂液组合物、滑溜水压裂液及其应用 | |
| WO2021077888A1 (zh) | 一种稠油降粘降解混合菌剂的制备方法及应用方法 | |
| CN107057670A (zh) | 一种油田开采用耐中高温、高盐的生物调驱剂 | |
| CN105985762A (zh) | 一种压裂液及其制备方法 | |
| CN114806535A (zh) | 一种改性纳米二氧化硅流体及其制备方法和应用、一种滑溜水压裂液及其应用 | |
| CN101608542A (zh) | 一种生物酶压裂返排液回收驱油及解堵工艺 | |
| CN103146418B (zh) | 一种sd-3破乳剂的制备方法 | |
| CN101608543A (zh) | 一种清洁压裂返排液回收驱油及解堵工艺 | |
| CN101144009B (zh) | 一种生物改性硅酸盐钻井液体系 | |
| CN112961662A (zh) | 一种润湿反转剂、润湿反转液及压驱注水方法 | |
| CN115895632A (zh) | 一种低渗透油藏驱油用生物渗吸剂及制备方法 | |
| Zhang et al. | Review on microbial enhanced oil recovery technology and development in China | |
| CN110982506A (zh) | 一体化可回收可混调压裂液及施工方法 | |
| Correia et al. | Application of biosurfactants for microbial enhanced oil recovery (MEOR) | |
| CN1814691A (zh) | 一种两性表面活性剂复配的表面活性剂配方体系及其在三次采油中的应用 | |
| CN110566168A (zh) | 一种通过注入迪茨菌属激活内源微生物生物强化采油或污染治理的方法 | |
| CN110656070B (zh) | 一株嗜热兼性厌氧微生物菌株及其应用 | |
| CN115703862B (zh) | 一种稠化二氧化碳驱油高效增稠剂及其制备方法 | |
| CN111925784B (zh) | 胍胶压裂液微生物复合驱油体系及其制备方法 | |
| CN105567204A (zh) | 一种利用微生物菌群提高白云岩储层中原油采收率的方法 | |
| CN101487384A (zh) | 利用小核菌多糖发酵液进行油井堵水的方法 |
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 |