CN109233782B

CN109233782B - 一种适用于热水配制压裂液及其制备方法

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Publication number: CN109233782B
Application number: CN201811166388.7A
Authority: CN
Inventors: 刘音; 张曙光; 李伦; 王晓磊; 刘位; 马田力; 黄其; 周广龙; 刘云博
Original assignee: China National Petroleum Corp; CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd
Current assignee: China National Petroleum Corp; CNPC Bohai Drilling Engineering Co Ltd
Priority date: 2018-10-08
Filing date: 2018-10-08
Publication date: 2021-06-08
Anticipated expiration: 2038-10-08
Also published as: CN109233782A

Abstract

本发明公开了一种适用于热水配制压裂液及其制备方法，该体系包括以质量分数计的0.3～0.5％的羟丙基瓜胶，0.1％的分散剂，0.3～0.5％的助排剂，0.5～1％的抗高温防膨剂，0.15～0.2％的杀菌剂，0.2～0.3％的温度稳定剂，0.25～0.35％的碱，0.2～0.4％的交联剂，0～0.02％的破胶剂和余量的热水，各组分总质量以100％计；该适用于热水配制压裂液具有达到降低储层的冷伤害的优点，使远井地带的油流向井筒附近，并通过热水压裂工艺施工，提高储层渗透率，增油上产的目的。

Description

一种适用于热水配制压裂液及其制备方法

技术领域

本发明涉及油气田储层改造技术领域，特别涉及一种适用于热水配制压裂液及其制备方法。

背景技术

苏北油区原油性质具有高凝固点、不含沥青质、低含硫等特点，地层温度一般为90～120℃，地层原油密度平均为0.868t/m3，地面原油黏度(50℃)平均33m·Pa.s，凝固点42℃左右，析蜡温度53～61℃。根据苏北油区高凝油的特殊性质，苏北采油厂指出：常温水配制压裂液对地层原油存在冷伤害，影响原油的析出，尤其是影响原油从远井地带向近井的流动。采油厂用20℃常温水配制压裂液入井做模拟试验表明，在260m缝长的条件下，离缝口125m范围裂缝内温度低于原油析蜡温度；另外，从采油厂生产动态数据看出两点，一是用常温水配制压裂液，原油的冷伤害难去除，二是已经用热水配液进行压裂施工的井，日产原油量较以前工艺有所提高。因此，为了控制压裂液对储层的冷伤害，苏北采油厂要求施工作业方用高温水(约70℃)配制压裂液。

多年来，渤海钻探井下技服分公司承担的压裂施工均采用常温水来配制压裂液，但用热水配制压裂液来进行压裂施工上属首次。而用70℃热水配制压裂液与常温水存在着诸多不同，表现在增稠剂的溶胀方式和交联方法的差异、液体表观黏度的差异、体系破胶后的黏度和残渣的差异、体系剪切后黏度的差异等，另外，体系的添加剂也存在着一些不同。因此，需要研究一套适用于热水配制压裂液来满足苏北油区的压裂施工需求。

发明内容

本发明的目的是提供一种克服常温水配制的压裂液体系改造高凝固点原油储层表现出的不足的一种用于高凝固点储层的压裂改造且适用于热水配制的压裂液体系。

本发明的另一目的是提供一种制备上述适用于热水配制压裂液的制备方法。

为此，本发明技术方案如下：

一种适用于热水配制压裂液，包括羟丙基瓜胶、分散剂和温度为60～80℃的热水；其中，所述羟丙基瓜胶和所述分散剂的重量比为(3～5):(1～1.5)，所述分散剂为分子量为200的聚乙二醇(PEG-200)或分子量为200的聚乙二醇(PEG-400)。

在该适用于热水配制压裂液体系中，向羟丙基瓜胶中加入聚乙二醇(PEG-200或PEG-400)的优势在于能够使羟丙基瓜胶在热水中充分溶胀，黏度释放快，且溶胀过程中不产生粉团和沉淀，保证羟丙基瓜胶均匀的分散在热水中；同时由于聚乙二醇结构中有很多羟基，使得它的加入不但提高了瓜胶在热水中的分散能力，且可以降低交联剂的使用量，多羟基提高了交联比，节省了交联剂用量。

优选，该适用于热水配制压裂液的配方为：以质量分数计的0.3～0.5％的羟丙基瓜胶，0.1～0.15％的分散剂，0.3～0.5％的助排剂，0.5～1％的抗高温防膨剂，0.15～0.2％的杀菌剂，0.2～0.3％的温度稳定剂，0.25～0.35％的碱，0.2～0.4％的交联剂，0～0.02％的破胶剂和余量的热水，各组分总质量以100％计。

该适用于热水配制压裂液体系与常规压裂液体系相比的一个显著特点是：在不加入破胶剂的情况下也能实现较好的破胶效果。在实际施工过程中，也可以根据现场具体情况选择加入0.015～0.02％的破胶剂，进一步提高破胶效果。

优选，所述助排剂为氟碳表面活性剂。

所述抗高温防膨剂可采用市售的抗高温防膨剂；优选，采用已公开专利ZL201410484064.3公开的压裂用抗高温防膨剂。

优选，所述杀菌剂为杀菌剂1227、杀菌剂1631或戊二醇。

优选，所述温度稳定剂为海波或硫代硫酸钠。温度稳定剂的加入能够提高瓜胶和其它添加剂在高温热水中的化学稳定性，不容易变质，不容易失效。

优选，所述碱为碳酸钠。在常温水的压裂液的配制中，碱加入量一般为0.2wt.％，压裂液的PH为8～9，此时羟丙基瓜胶基本不发生交联，因而不易形成冻胶，这也是热水和常温水配液的区别，而在本申请的压裂体系中，经过多次实验发现，当选用碳酸钠作为碱调节压裂液的pH值时，当碳酸钠的加入量为0.25～0.35％时，压裂液的pH值为11～12时，羟丙基瓜胶与交联剂交联形成冻胶状态压裂液，可以携砂，进而提高了该热水配制瓜胶压裂液的效果。

优选，所述交联剂为有机硼交联剂。

优选，所述破胶剂为过硫酸钾。在该压裂液体系中，常用的胶囊破胶剂或过硫酸铵破胶剂在现场施工中很快会失效，不能起到延长破胶的效果，而过硫酸钾在该热水配制的压裂液体系中具有很好的破胶效果。

一种适用于热水配制压裂液的制备方法，步骤如下：

将水加热至60～80℃，然后加入羟丙基瓜胶和聚乙二醇，完全搅拌均匀后依次加入助排剂、杀菌剂、防膨剂和温度稳定剂，搅拌至混合均匀；再加入碱和交联剂，搅拌至混合均匀后即形成冻胶压裂液；其中，所述冻胶压裂液的挑挂时间不少于60s。

与常规的压裂施工方式不同，破胶剂不在压裂液配制中的交联过程中加入，而是在进行顶替作业的时候加入。

与现有技术相比，该适用于热水配制压裂液利用热水配制压裂液体系降低储层的冷伤害，使远井地带的油流向井筒附近，并通过热水压裂工艺施工，提高储层渗透率，增油上产；具体来说，其通过采用在60～80℃的热水中加入羟丙基瓜胶形成压裂液，同时辅以一定比例的聚乙二醇以加快羟丙基瓜胶在热水中的溶胀速度和分散效果的同时有效降低交联剂的使用量，此外，为满足压裂施工要求复配有与该适用于热水配制压裂液体系相适应和具有配伍性的助排剂、防膨剂、杀菌剂、温度稳定剂、碳酸钠、交联剂和破胶剂，保证该压裂液体系满足压裂施工需求。

附图说明

图1为本发明的实施例1的适用于热水配制压裂液的粘度-温度曲线图；

图2为本发明的实施例2的适用于热水配制压裂液的粘度-温度曲线图。

具体实施方式

下面结合附图及具体实施例对本发明做进一步的说明，但下述实施例绝非对本发明有任何限制。

以下实施例1～7中，除抗高温防膨剂外，各组分均购买自市售产品。其中，抗高温防膨剂采用ZL201410484064.3公开的压裂用抗高温防膨剂，其具体制备方法如下：将20g三甲胺溶解在100mL乙醇中，加入60g37.5％的盐酸，常温下搅拌1h，得到三甲胺盐酸盐的混合溶液I；然后向混合溶液I中加入10g脂肪酸酯(16C～18C)，继续搅拌至溶液均匀，得到混合溶液II；接着向混合溶液II中滴加40g环氧氯丙烷，滴加完成后，加入0.09g，(NH₄)₂S₂O₈-NaHSO₃不断搅拌并升温至60℃，回流5h后停止反应，得到含有季胺型有机阳离子聚合物的混合溶液III；最后向混合溶液III中加入混合溶液III总质量的60％的氯化钾并混合均匀，蒸干溶剂，即得到压裂用抗高温防膨剂。

实施例1

将97.2重量份的水加热至70℃，然后加入0.3重量份的羟丙基瓜胶和0.1重量份的PEG-200，搅拌均匀后，依次加入0.5重量份的氟碳表面活性剂、0.15重量份的戊二醛、1.0重量份的抗高温防膨剂、0.2重量份的海波，搅拌至混合均匀；再加入0.35重量份的碳酸钠和0.2重量份的有机硼交联剂，搅拌至混合均匀后即形成冻胶压裂液。

如图1所示为该实施例1的适用于热水配制压裂液的粘度-温度曲线图。该适用于热水配制压裂液的表观黏度：40.8m·Pa.s、剪切黏度：105m·Pa.s、破胶液粘度：2.02m·Pa.s、残渣：316mg/L、表面张力：23.2m·N/m、界面张力：0.5016m·N/m、挑挂时间：60s以上、岩心伤害率：26.1％。

可见，实施例1制备的压裂液的各项性能均维持常规的常温水配制压裂液的性能相近，满足压裂施工需求。

实施例2

将97.335重量份的水加热至80℃，然后加入0.5重量份的羟丙基瓜胶和0.1重量份的PEG-400，搅拌均匀后，依次加入0.4重量份的氟碳表面活性剂、0.2重量份的杀菌剂1227、0.5重量份的抗高温防膨剂、0.25重量份的硫代硫酸钠，搅拌至混合均匀；再加入0.3重量份的碳酸钠和0.4重量份的有机硼交联剂，搅拌至混合均匀后即形成冻胶压裂液。此外，另称取0.015重量份的过硫酸钾作为破胶剂在顶替作业时再加入。

如图2所示为该实施例2的适用于热水配制压裂液的粘度-温度曲线图。该适用于热水配制压裂液的表观黏度：44.8m·Pa.s、剪切黏度：138.2m·Pa.s、破胶液粘度：2.35m·Pa.s、残渣：345mg/L、表面张力：24.2m·N/m、界面张力：0.5248m·N/m、挑挂时间：70s以上、岩心伤害率：28.3％。

可见，实施例2制备的压裂液的各项性能均维持常规的常温水配制压裂液的性能相近，满足压裂施工需求。

实施例3

将97.65重量份的水加热至60℃，然后加入0.5重量份的羟丙基瓜胶和0.15重量份的PEG-400，搅拌均匀后，依次加入0.3重量份的氟碳表面活性剂、0.15重量份的戊二醛、0.5重量份的抗高温防膨剂、0.15重量份的海波，搅拌至混合均匀；再加入0.25重量份的碳酸钠和0.35重量份的有机硼交联剂，搅拌至混合均匀后即形成冻胶压裂液。

该适用于热水配制压裂液的表观黏度：43m·Pa.s、剪切黏度：120m·Pa.s、破胶液粘度：3.25m·Pa.s、残渣：370mg/L、表面张力：24.2m·N/m、界面张力：0.54m·N/m、挑挂时间：60s以上。

可见，实施例3制备的压裂液的各项性能均维持常规的常温水配制压裂液的性能相近，满足压裂施工需求。

将该适用于热水配制压裂液用于在苏北油区吉106井35层进行压裂施工，采用60～70℃热水配液。压裂施工完成后，该井层日产油增加110％左右，日产液增加一倍。压裂返排液返排率40％，压裂效果明显。

实施例4

将97.68重量份的水加热至60℃，然后加入0.4重量份的羟丙基瓜胶和0.15重量份的PEG-200，搅拌均匀后，依次加入0.3重量份的氟碳表面活性剂、0.15重量份的杀菌剂1631、0.5重量份的抗高温防膨剂、0.25重量份的海波，搅拌至混合均匀；再加入0.25重量份的碳酸钠和0.3重量份的有机硼交联剂，搅拌至混合均匀后即形成冻胶压裂液。此外，另称取0.02重量份的过硫酸钾作为破胶剂在顶替作业时再加入。

该适用于热水配制压裂液的表观黏度：40m·Pa.s、剪切黏度：110m·Pa.s、破胶液粘度：3.05m·Pa.s、残渣：348mg/L、表面张力：24m·N/m、界面张力：0.52m·N/m、挑挂时间：60s以上。

可见，实施例4制备的压裂液的各项性能均维持常规的常温水配制压裂液的性能相近，满足压裂施工需求。

将该适用于热水配制压裂液用于在苏北油区吉23H1井第8、9、10、11层进行压裂施工，采用70～80℃热水配液。压裂施工完成后，该井层日产油增加70％左右，日产液增加100％。压裂返排液返排率35％，压裂效果明显。

Claims

1.一种适用于热水配制压裂液，其特征在于，包括以质量分数计的0.3～0.5％的羟丙基瓜胶，0.1～0.15％的分散剂，0.3～0.5％的助排剂，0.5～1％的抗高温防膨剂，0.15～0.2％的杀菌剂，0.2～0.3％的温度稳定剂，0.25～0.35％的碱，0.2～0.4％的交联剂，0～0.02％的破胶剂和余量的60～80℃热水，各组分总质量以100％计；其中，所述羟丙基瓜胶和所述分散剂的重量比为3～5:1～1.5，所述分散剂为PEG-200或PEG-400。

2.根据权利要求1所述的适用于热水配制压裂液，其特征在于，所述助排剂为氟碳表面活性剂。

3.根据权利要求1所述的适用于热水配制压裂液，其特征在于，所述杀菌剂为杀菌剂1227、杀菌剂1631或戊二醇。

4.根据权利要求1所述的适用于热水配制压裂液，其特征在于，所述温度稳定剂为海波或硫代硫酸钠。

5.根据权利要求1所述的适用于热水配制压裂液，其特征在于，所述碱为碳酸钠。

6.根据权利要求1所述的适用于热水配制压裂液，其特征在于，所述交联剂为有机硼交联剂。

7.根据权利要求1所述的适用于热水配制压裂液，其特征在于，所述破胶剂为过硫酸钾。

8.一种如权利要求1所述的适用于热水配制压裂液的制备方法，其特征在于，步骤如下：将水加热至60～80℃，然后加入羟丙基瓜胶和聚乙二醇，完全搅拌均匀后依次加入助排剂、杀菌剂、防膨剂和温度稳定剂，搅拌至混合均匀；再加入碱和交联剂，搅拌至混合均匀后即形成挑挂时间不少于60s的冻胶压裂液。