CN101298555B - 无伤害清洁压裂液 - Google Patents
无伤害清洁压裂液 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101298555B CN101298555B CN2008101502527A CN200810150252A CN101298555B CN 101298555 B CN101298555 B CN 101298555B CN 2008101502527 A CN2008101502527 A CN 2008101502527A CN 200810150252 A CN200810150252 A CN 200810150252A CN 101298555 B CN101298555 B CN 101298555B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- quaternary ammonium
- alkyl
- fracturing fluid
- carbon
- clean fracturing
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
Landscapes
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明提供一种无伤害清洁压裂液，包含烷基季铵盐混合物、反离子盐、低碳醇和水，水溶液浓度为2％-6％，以重量计烷基季铵盐混合物∶反离子盐∶低碳醇＝6∶3∶1。现场使用清洁压裂液时，将所用成分的原料按比例，在搅拌条件下依次加入水中，当配成浓度为2％-6％的水溶液时，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。本发明具有配方简单，成本低廉，滤失性小，岩心渗透率恢复率高，无残留，易排放等特点。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发过程中压裂增产措施的一种压裂液。
背景技术
目前在实际中广泛使用的是水基压裂液，主要采用植物胶(线性大分子)作增稠剂，在适宜条件下与关联剂进行交联，形成高分子网状结构，以实现压裂液粘度。这类压裂液地下破胶必需采用化学破胶剂，破坏高分子网状结构，降低压裂液粘度，达到破胶的目的。植物胶压裂液的不足之处在于存在残留物，残留物主要来自两方面：①植物胶本身存在的水不溶物；②破胶不彻底残留的微凝胶。残留物对压裂裂缝支撑带渗透率和地层渗透率造成难以恢复的伤害，严重影响压裂增产效果。
近年来又出现了清洁压裂液，适用于低温、低压、低渗或特低渗油藏石改造，最大优点是不伤害地层，基本的组成成分是长碳链烷基季铵盐、反离子盐水杨酸钠，低碳醇及水，具有携砂作用，有一定的实用性。但是单纯使用长碳链烷基季铵盐，只有较好的粘性，缺乏足够的弹性，造成实际应用中摩阻较大，砂比上不去，最大砂比只能达到20％左右。反离子一般使用水杨酸钠，可使清洁压裂液凝胶速度快，现用现配，方便现场使用。但水杨酸钠费用高，极大地增加了清洁压裂液的使用成本，这是清洁压裂液多年来，一直未规模使用的主要原因。
发明内容
本发明的目的是提供一种无伤害清洁压裂液，它具有配方简单，成本低廉，滤失性小，岩心渗透率恢复率高，无残留，易排放等特点。
本发明提供了一种无伤害清洁压裂液，包含烷基季铵盐混合物、反离子盐、低碳醇和水，其中三种成分的重量比为烷基季铵盐混合物∶反离子盐∶低碳醇＝6-7∶3-4∶1-2，优选6∶3∶1，水溶液浓度为2％-6％。
其中所述的烷基季铵盐混合物是小于12个碳烷基季铵盐，12-14个碳烷基季铵盐和16-18个碳烷基季铵盐。并且烷基季铵盐不同长度碳链混合物中，以重量比计算短碳链∶中碳链∶长碳链＝1∶3∶6。
其中所述的反离子盐是次氯酸钾。
其中所述的低碳醇是乙醇或异丙醇。
其中所述的小于12个碳烷基季铵盐是：8-12个碳烷基二甲基氯化铵，优选十二烷基二甲基氯化铵。
其中所述的12-14个碳烷基季铵盐是：12-14个碳烷基二甲基氯化铵，优选十四烷基二甲基氯化铵。
其中所述的16-18个碳烷基季铵盐是：16-18个碳烷基二甲基氯化铵，优选十八烷基二甲基氯化铵。
本发明在使用烷基季铵盐的量不变的条件下，将单独使用长碳链烷基季铵盐的方式改为长、中、短碳链烷基季铵盐的混合物，使用比例为短∶中∶长＝1-2∶3-5∶6-8，优选1∶3∶6，结果，清洁压裂液不但具有较大的粘性，同时具备足够的弹性，降低了现场使用过程中的摩阻。
将次氯酸钾作为清洁压裂液的反离子盐使用，在各项使用性能不变的前提下，极大地降低了清洁压裂液的使用费用，而且，钾离子作为一种防膨剂，对油层有一定的防膨作用。
现场使用清洁压裂液时，将所用成分的原料按比例，在搅拌条件下依次加入水中，配成浓度为2％-6％的水溶液，直至凝胶出现。
单独使用长碳链烷基季铵盐与长中短混合物碳链烷基季铵盐作为清洁压裂液主剂时的摩擦阻力比较，见表1：
表2 不同浓度的清洁压裂液水溶液的粘度(mPa·s)
| 20° | 25℃、100S-1，剪切10分钟(mPa·s) |
| 2％ | 50 |
| 4％ | 90 |
| 6％ | 130 |
延长油田下寺湾采油厂甘1211油井，使用该清洁压裂液进行了改造压裂。该井压裂井段950米-990米，属长2层，压裂前日产液2.5M，日产油0.35M。共使用清洁压裂液60M，清洁压裂液使用浓度为4％，前置液用量10M3，后置液用量5M3，携砂液用量45M3，支撑剂用量20M3，平均砂比44％，最高砂比为53％，压裂之后，破胶液粘度为1.3-3.6mPa·s，第二天产液量为17M3/D，产油量为5.2M3/D。
具体实施方式
实施例1
选取十烷基二甲基氯化铵10g，十四烷基二甲基氯化铵30g，十六烷基二甲基氯化铵60g，次氯酸钾50g，乙醇17g。将以上物质在搅拌条件下依次加入水中充分混合，当配成4％的水溶液时，25℃、100S-1，剪切10分钟，粘度为73mPa·s，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。
实施例2
选取十二烷基二甲基氯化铵10g，十四烷基二甲基氯化铵30g，十六烷基二甲基氯化铵60g，次氯酸钾67g，乙醇17g。将以上物质在搅拌条件下依次加入水中充分混合，当配成4％的水溶液时，25°C、100S-1，剪切10分钟，粘度为85mPa·s，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。
实施例3
选取十烷基二甲基氯化铵10g，十四烷基二甲基氯化铵30g，十八烷基二甲基氯化铵60g，次氯酸钾67g，异丙醇30g。将以上物质在搅拌条件下依次加入水中充分混合，当配成4％的水溶液时，25°C、100S-1，剪切10分钟，粘度为90mPa·s，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。
实施例4
选取十烷基二甲基氯化铵10g，十四烷基二甲基氯化铵30g，十八烷基二甲基氯化铵60g，次氯酸钾40g，异丙醇14g。将以上物质在搅拌条件下依次加入水中充分混合，当配成5％的水溶液时，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。
实施例5
选取十烷基二甲基氯化铵10g，十四烷基二甲基氯化铵30g，十八烷基二甲基氯化铵60g，次氯酸钾57g，乙醇14g。将以上物质在搅拌条件下依次加入水中充分混合，当配成2％的水溶液时，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。
实施例6
选取十烷基二甲基氯化铵10g，十四烷基二甲基氯化铵30g，十八烷基二甲基氯化铵60g，次氯酸钾57g，乙醇26g。将以上物质在搅拌条件下依次加入水中充分混合，当配成6％的水溶液时，有较高的粘弹性，具有携砂功能，完全满足油气田现场压裂液携砂要求。
Claims (5)
1.一种无伤害清洁压裂液，包含烷基季铵盐混合物、反离子盐、低碳醇和水，其特征是以重量计水溶液浓度为2％-6％，以重量比计算烷基季铵盐混合物：反离子盐∶低碳醇＝6∶3∶1，其中所述的烷基季铵盐混合物是小于12个碳烷基季铵盐，12-14个碳烷基季铵盐和16-18个碳烷基季铵盐，并且烷基季铵盐不同长度碳链混合物中，以重量比计算短碳链∶中碳链∶长碳链＝1∶3∶6，其中所述的反离子盐是次氯酸钾，其中所述的低碳醇是乙醇或异丙醇。
2.如权利要求1所述的无伤害清洁压裂液，其特征是所述的16-18个碳烷基季铵盐是16-18个碳烷基二甲基氯化铵。
3.如权利要求1所述的无伤害清洁压裂液，其特征是所述的小于12个碳烷基季铵盐是十烷基二甲基氯化铵。
4.如权利要求1所述的无伤害清洁压裂液，其特征是所述的12-14个碳烷基季铵盐是十四烷基二甲基氯化铵。
5.如权利要求1所述的无伤害清洁压裂液，其特征是所述的16-18个碳烷基季铵盐是十八烷基二甲基氯化铵。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2008101502527A CN101298555B (zh) | 2008-07-04 | 2008-07-04 | 无伤害清洁压裂液 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2008101502527A CN101298555B (zh) | 2008-07-04 | 2008-07-04 | 无伤害清洁压裂液 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN101298555A CN101298555A (zh) | 2008-11-05 |
| CN101298555B true CN101298555B (zh) | 2011-08-17 |
Family
ID=40078515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2008101502527A Expired - Fee Related CN101298555B (zh) | 2008-07-04 | 2008-07-04 | 无伤害清洁压裂液 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN101298555B (zh) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101693830B (zh) * | 2009-10-28 | 2013-04-24 | 中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 | 压裂用低成本水基清洁压裂液及破胶液 |
| CN102155209B (zh) * | 2011-01-21 | 2014-01-01 | 中国石油大学(北京) | 一种酸性粘弹性流体压裂地层的方法 |
| CN102643637B (zh) * | 2012-03-22 | 2013-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 清洁压裂液 |
| CN108913117A (zh) * | 2018-07-21 | 2018-11-30 | 北京宝丰春石油技术有限公司 | 一种清洁携砂液 |
| CN116023926A (zh) * | 2023-01-10 | 2023-04-28 | 西安石油大学 | 一种速溶清洁压裂液稠化剂及其制备方法 |
-
2008
- 2008-07-04 CN CN2008101502527A patent/CN101298555B/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101298555A (zh) | 2008-11-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102002355B (zh) | 一种压裂液降阻剂及其制备方法 | |
| CN101633839B (zh) | 200℃超高温压裂液 | |
| CN1313563C (zh) | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 | |
| AU2012290709B2 (en) | A method of slickwater fracturing | |
| CN101298555B (zh) | 无伤害清洁压裂液 | |
| CN102391850B (zh) | 一种应用于天然气井的回收压裂液 | |
| WO2007060581A3 (en) | Method and composition of preparing polymeric fracturing fluids | |
| KR102229273B1 (ko) | 나노입자 점도 변형제를 포함하는 고온 점탄성 계면활성제(ves) 유체 | |
| AU2014249683A1 (en) | Temperature sensitive viscoelastic well-treatment fluids | |
| BRPI0609052A2 (pt) | composição para tratamento de poços, método para produção de uma composição para tratamento de poços, e método de fraturamento de uma formação subterránea | |
| CN100404638C (zh) | 高密度压裂液 | |
| CN102851017A (zh) | 一种含芥酸甜菜碱的粘弹性清洁压裂液 | |
| CN103484092A (zh) | 一种超低温胍胶压裂液 | |
| US20080026957A1 (en) | Treatment and Production of Subterranean Formations with Heteropolysaccharides | |
| CN103820097A (zh) | 页岩油气井压裂用试剂及其产品 | |
| CA2938313A1 (en) | Aqueous emulsions for crosslinking | |
| CN105683330A (zh) | 用于非常规储层的使用固体酸的碳酸盐基浆料压裂 | |
| CN102643637B (zh) | 清洁压裂液 | |
| CN104629709A (zh) | 一种低温煤层气储层的清洁压裂液及其应用 | |
| CN103468237A (zh) | 清洁压裂液及其制备方法 | |
| CN102250593A (zh) | 水基钻井液用防塌抑制剂及其制备方法 | |
| CN103773352A (zh) | 一种泡排压裂液 | |
| CN112608727B (zh) | 一种滑溜水压裂液及制备方法 | |
| CN106675544A (zh) | 一种新型清洁压裂液体系 | |
| CN104877649A (zh) | 一种钻井液用改性淀粉降滤失剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| ASS | Succession or assignment of patent right |
Owner name: SHAANXI YANCHANG PERTROLEUM OILFIELD CHEMICAL TECH Free format text: FORMER OWNER: SHAANXI HAI'AN INDUSTRY CO., LTD. Effective date: 20121227 |
|
| C41 | Transfer of patent application or patent right or utility model | ||
| COR | Change of bibliographic data |
Free format text: CORRECT: ADDRESS; FROM: 710065 XI'AN, SHAANXI PROVINCE TO: 717400 YANAN, SHAANXI PROVINCE |
|
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20121227 Address after: 717400 Ansai Industrial Park, Ansai County, Shaanxi, Yanan Patentee after: Shaanxi Yanchang Pertroleum Oilfield Chemical Technology Co., Ltd. Address before: 710065 Shaanxi city of Xi'an province high tech Zone Tang Yan Road No. 35 Mong modern city E building room 2005 Patentee before: Shaanxi Hai'an Industry Co., Ltd. |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20110817 Termination date: 20170704 |