CN102996107A - 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 - Google Patents
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN102996107A CN102996107A CN2012105245608A CN201210524560A CN102996107A CN 102996107 A CN102996107 A CN 102996107A CN 2012105245608 A CN2012105245608 A CN 2012105245608A CN 201210524560 A CN201210524560 A CN 201210524560A CN 102996107 A CN102996107 A CN 102996107A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- polymer
- fracturing
- sand
- proppant
- 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.)
- Pending
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 73
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 58
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical group O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 41
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 18
- 239000003292 glue Substances 0.000 claims description 13
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 12
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 11
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 10
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 9
- ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N Guanidine Chemical compound NC(N)=N ZRALSGWEFCBTJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims description 8
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 8
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims description 7
- -1 acrylic acid alkoxide Chemical class 0.000 claims description 7
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 241001044369 Amphion Species 0.000 claims description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N N-methyl-guanidine Natural products CNC(N)=N CHJJGSNFBQVOTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 4
- SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N dimethylaminoamidine Natural products CN(C)C(N)=N SWSQBOPZIKWTGO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 claims description 3
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 claims description 3
- 229920002752 Konjac Polymers 0.000 claims description 3
- 244000275012 Sesbania cannabina Species 0.000 claims description 3
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 3
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 2
- 239000003570 air Substances 0.000 claims description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 2
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 2
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 5
- 238000013019 agitation Methods 0.000 abstract 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 12
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 12
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 229920002101 Chitin Polymers 0.000 description 9
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 description 8
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 8
- 239000002585 base Substances 0.000 description 6
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 6
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 6
- 241000219112 Cucumis Species 0.000 description 4
- 235000015510 Cucumis melo subsp melo Nutrition 0.000 description 4
- FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N [4,6-bis(cyanoamino)-1,3,5-triazin-2-yl]cyanamide Chemical compound N#CNC1=NC(NC#N)=NC(NC#N)=N1 FJJCIZWZNKZHII-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 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
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 2
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 2
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 2
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 2
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 1
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 230000006353 environmental stress Effects 0.000 description 1
- 229920000554 ionomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000010808 liquid waste Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,通过现场在线添加的方式,通过比例泵按照比例,将高含量的液体聚合物直接抽汲到混砂车,通过加入支撑剂,水,在混砂车的搅拌下,根据配比,将水,支撑剂,增稠聚合物混合在一起,砂比可达15%-100%,甚至可达250%;该方法不需在配液站或配制池中配制,可以实现连续配制和施工,将配制和施工紧密的结合在一起,真正的实现了操作简便、降低施工成本,节约环保、保护油藏,增产增效的目的。
Description
技术领域
本发明涉及一种水基压裂液配制及施工工艺,具体涉及一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法。
背景技术
压裂液自从1947年首次用于裂缝增产以来已经历了巨大的演变。早期的增产处理是通过向汽油中添加形成足以压开和延伸裂缝的黏性流体;后来,现场工程师开始采用胍胶及其衍生物基工作液,随着井深的增加和井温的升高,对压裂液黏度的要求也比以前使用的线性凝胶所能提供的黏度要高。为了在高温储层中达到足够的黏度和提高其高温稳定性能,开始采用硼、锆、钛等无机和有机金属离子交联线性凝胶。上世纪80年代,泡沫压裂液因其对地层伤害小而受到广泛研究和应用。20世纪90年代,人们通过使用高效化学破胶剂和降低聚合物浓度的方法来减少胍胶对地层的伤害。选择何种压裂液时主要考虑的因素包括安全、易得,混配和使用方便,和地层的相容性,返排能力以及成本。按照组成不同,压裂液可分为:(1)油基或水基,(2)油水混合物组成的乳状液,(3)油基或水基泡沫(氮气或二氧化碳)体系。
压裂液是压裂技术的重要组成部分,是决定压裂成败的关键。水基压裂液具有成本低、安全性高等优点,使用最为广泛。水基压裂液是以水作溶剂或分散介质,向其中加入稠化剂(植物胶—胍胶、田菁、魔芋;纤维素衍生物;合成聚合物)、根据油藏需要和流体需要还要补充添加剂配制而成。当前水基压裂液的使用最为广泛普及,约占压裂液市场的90%,成为油气藏的主要增产、增注措施。
从压裂发展历史和过程看,主要的水基压裂液包括如下几种方式:1.聚合物交联压裂液。2.粘弹性压裂液。3.清水压裂。聚合物水基压裂液,其大致可分为3种类型:(1)天然植物胶压裂液;(2)纤维素压裂液;(3)合成聚合物压裂液。
其中聚合物交联的压裂液都是通过聚合物(主要是固体粉剂)溶解均匀后,加入添加剂,并采取添加各种交联剂,产生较高的井下最终粘度和更好的施工效率。施工过程是,一般要提前将压裂液的主剂聚合物在配制站用清水配制好,用罐车拉到现场,或者在现场池子、罐等容器中配制好,这样就需要花费很多的时间、费用、程序先将聚合物溶解好,然后要根据压裂液特性需要,溶解过程中加入一些提高压裂液性能的添加剂,防膨剂,杀菌剂,助排剂等,然后在混砂车中交联裹砂支撑剂用泵注入油气藏,
清洁压裂液和清水压裂液配制方法也是提前用形成压裂液的药剂和清水一起在配制站和配制池等容器中配制好,然后用泵注入,在混砂车中和支撑剂均匀混合后,携带支撑剂一起进入地层。
综合上述的水基压裂液的配制和施工工艺描述,水基压裂液在配液及施工工艺方面仍存在不足:
1.上述压裂液都是先配制好,再施工,时间和工序比较繁琐,需要时间和费用大,效率低。
2.清水压裂液携带支撑剂不会太多,一般不超过5%。
3.采取交联压裂液体系施工的缺陷,还有破胶不完全,凝胶易存在油藏中,破胶不彻底,残渣残留在裂缝内,严重降低支撑剂充填层的渗透率,从而伤害产层,油藏保护性不好,导致压裂效果变差。
4.聚合物压裂液,因特殊情况无法施工,配制好的压裂液、交联液等会过期变质导致大量的浪费,还会造成废液处理困难,给周边环境造成压力。
随着油田发展压裂措施的规模越来越大,几千方到上万方的压裂液进行大规模高水平的压裂施工,配制时间长,管理程序复杂,如采取常规压裂液配制施工,施工成本非常大。如何实现快速配制并有高水平的携带支撑剂的能力的压裂操作方式的发明迫在眉睫。
发明内容
为了克服现有常规压裂液配制和施工工艺的缺点,满足压裂工艺发展的需求,本发明的目的在于提供一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,该发明可以广泛应用于油井、气井、水井等各种井的压裂措施,也可用于页岩气、煤层气高砂比的压裂工艺中,完善现压裂工艺;本发明将配制和施工紧密的结合在一起,可实现连续配制和施工,操作十分简便,并能够满足稳定携带支撑剂,达到携砂比高于15%的能力,现场可达100%,室内直至250%。
为了达到上述目的,本发明的技术方案是这样实现的:
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,包括以下步骤:
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、选取聚合物,通过在线添加的方式,将聚合物用比例泵直接抽汲到混砂车,同时用另一台比例泵将水注入到混砂车中,聚合物和水混合形成压裂液,压裂液中聚合物的体积使用浓度≤30%,
步骤三、在混入聚合物和水的同时,在混砂车中也混入支撑剂,支撑剂与压裂液的体积比即砂比≤250%,保证砂比即支撑剂与压裂液的体积比达到现场需求,在混砂车的搅拌下,聚合物、水、支撑剂相互之间迅速分散,聚合物溶解时间是10s-20min,混合均匀后泵入地层;
所述的聚合物为以液体为形式存在的聚合物,包括合成基聚合物、植物胶聚合物和纤维素衍生物中的一种或上述多种任意比例的混合物;
所述的合成基聚合物为乳液或悬浮液聚合物,包括聚丙烯酰胺及衍生物、丙烯酸聚合物及衍生物、丙烯酸酯聚合物及衍生物、丙烯酸醇聚合物及衍生物或聚乙烯亚胺中的一种或上述多种任意比例的混合物;聚丙烯酰胺及衍生物包括非离子、阴离子、阳离子或两性离子;丙烯酸聚合物及衍生物包括丙烯酸-丙烯酸乙酯聚合物。
所述的植物胶聚合物包括胍胶、田菁或魔芋中的一种或上述多种任意比例的混合物。
所述的纤维素衍生物包括含阳离子或两性离子基团纤维素衍生物。
所述的支撑剂为石英砂、陶粒砂或树脂包层砂;支撑剂与压裂液的体积比,即砂比≤250%。
所述的步骤二中,将水注入到混砂车中时,注入添加剂,添加剂可根据现场选择性加入,来提高携砂效果和压裂效果;所述的添加剂包括占水质量浓度为0-20%氯化铵、质量浓度为0-20%氯化钾无机物、质量浓度为0-20%表面活性剂如液体α-烯基磺酸钠、质量浓度为
0-20%破胶剂如酶或氧化剂、质量浓度为0-20%交联剂如有机锆、质量浓度为0-50%酸如盐酸或质量浓度为0-20%碱如碳酸钠中的一种或上述多种任意比例的混合物。目的是促进溶解效率、降低压裂阻力、促进更好携砂、改善岩层,提高助排及破胶、提高压裂效能,提高增产效率。
所述的步骤三中,可根据压裂需要,用泵车直接将二氧化碳,氮气或空气注入地层,注入量为1-200方,匹配提高压裂效果。
本发明的优势是:
(1)减少施工设备,降低作业成本,操作简易,缩短工作时间,提高效率。药剂无需在配制站或现场配制池配制,将配制、携砂一体化。在满足压裂液稳定携带支撑剂能力下,可有效的简化工序,提高液体质量、减少监控所需的条件、降低成本、提高效率。特别是对于连续配制几千方和上万方压裂液的实际操作更具有重要的价值,可减少大量的作业成本,提高压裂效率。
(2)节约环保。一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法采取在线添加、随用随配的方式,可以避免当天因特殊情况无法施工造成的压裂液浪费现象,不会造成环境压力,会产生很好的节约环保效果。
(3)压裂液靠液体聚合物溶解后的本身粘度携砂,使得支撑剂更容易切入,支撑剂的添加能够促进流体更加稳定,携带支撑剂的能力更加优良,因此可以有效的提高砂比。压裂液在条件允许下,可以保证支撑剂持续添加,室内实验携砂比可达250%。
(4)油藏保护,该工艺是液体聚合物遇水自我溶解扩散释放增粘的过程,可被水任意比稀释,所以无残渣,对油藏伤害低。对于水井压裂,该工艺甚至不用反排。
(5)为了提高快速反排能力,也可以采取加入破胶剂(酶或者氧化剂,如过硫酸铵),让聚合物大分子降解为小分子,成为水状,或更低的粘度,从而实现快速反排。
(6)携砂液流体流变性好,摩阻小,可以更好的保护油藏。
(7)增产作用好。
(8)适用范围广,可应用于常规油井、水井、气井压裂,也可用于页岩气、煤层气高砂比的压裂工艺中,完善现有压裂工艺。适用于各种支撑剂,包括石英砂,陶粒砂,树脂包层砂等不同类型规格的支撑剂。
(9)采用步骤二的方案在混砂过程中,流体流变性好,降阻好,同时能够保证支撑剂沉降速度符合压裂的要求。
附图说明
附图是施工工艺流程示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明做详细描述。
实施例一
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于油井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的聚丙烯酰胺衍生物,具体为甲壳素接枝聚合物,由甲克素和丙烯酰胺接枝而成,咖啡色乳液聚合物,分子量为800万,固含量35%,聚合物本身粘度为102mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测)
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取1吨(方)甲壳素接枝聚合物到混砂车,混砂车搅拌同时用第二台比例泵注入100立方水,
步骤三、同时倒入30立方支撑剂,支撑剂为石英砂,直径为0.425mm,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为1%,平均砂比为30%,在混砂车搅拌50s后泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程35min,施工完毕后关井。2h后反排,反排液无不溶物。初期日产液2.16方,产油1.47吨,与邻井常规瓜胶压裂相比,产量略有高出。
实施例二
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于油井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的聚丙烯酰胺衍生物,具体为甲壳素接枝聚合物,由甲克素和丙烯酰胺接枝而成,咖啡色乳液聚合物,分子量为800万,固含量35%,聚合物本身粘度为102mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测)
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取1吨(方)甲壳素接枝聚合物到混砂车,混砂车搅拌同时用第二台比例泵注入100立方水、80公斤添加剂,添加剂为液体α-烯基磺酸钠,
步骤三、同时倒入30立方支撑剂,支撑剂为石英砂,直径为0.425mm,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为1%,平均砂比为30%,在混砂车搅拌30s后泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程35min,施工完毕后关井。2h后反排,反排液无不溶物。初期日产液3.03方,产油2.12吨,与邻井常规瓜胶压裂相比,产量略有高出。
实施例三
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于油井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的阴离子乳液聚丙烯酰胺,咖啡色乳液聚合物,分子量为1000万,固含量35%,聚合物本身粘度为99mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测)
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取1.2吨(方)阴离子乳液聚丙烯酰胺到混砂车,混砂车搅拌同时用第二台比例泵注入100立方水,
步骤三、同时倒入50立方支撑剂,支撑剂为石英砂,直径为0.425mm,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为1.2%,平均砂比为50%,在混砂车搅拌50s后泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程35min,施工完毕后关井。2h后反排,反排液无不溶物。初期日产液3方,产油2.12吨,与邻井常规瓜胶压裂相比,产量略有高出。
实施例四
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于水井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的阳离子乳液聚丙烯酰胺为例,其为咖啡色乳液聚合物,分子量800万,粘度为80mpa.s,固含量40%,聚合物本身粘度为102mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测),
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取2吨(方)阳离子聚丙烯酰胺到混砂车,混砂车搅拌同时,用第二台比例泵注入200立方水,
步骤三、同时注入100立方支撑剂,支撑剂为陶粒砂,直径为0.84mm,,在混砂车搅拌40s泵入地层,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为1%,砂比为50%,混砂车搅拌30s泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程40min,施工完毕后直接注水,注入水的启动压力减小。
实施例五
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于水井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的阳离子乳液聚丙烯酰胺为例,其为咖啡色乳液聚合物,分子量800万,粘度为80mpa.s,固含量40%,聚合物本身粘度为102mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测),
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取1吨(方)阳离子乳液聚合物到混砂车,混砂车搅拌同时,用第二台比例泵注入100立方水,
步骤三、同时注入100立方支撑剂,支撑剂为陶粒砂,直径为0.84mm,,在混砂车搅拌40s泵入地层,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为1%,砂比为100%,混砂车搅拌30s泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程40min,施工完毕后直接注水,注入水的启动压力减小。
实施例六
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于气井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的聚丙烯酰胺衍生物,具体为以淀粉-AM接枝聚合物为例,其为乳白色乳液聚合物,分子量为1200万,粘度为93mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测),
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取15吨(方)淀粉-AM接枝聚合物到混砂车,混砂车搅拌同时用第二台比例泵注入3000立方水;
步骤三、同时混入300立方支撑剂,支撑剂为陶粒砂,直径为0.84mm,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为0.5%,砂比为10%,混砂车搅拌30s泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程30h,5h后反排,反排液无不溶物。初期日产气4.2方,比邻井常规压裂产量提高。
实施例七
一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,用于油井,包括以下步骤:
本实施例所用聚合物是合成基聚合物中的聚丙烯酰胺衍生物,具体为甲壳素接枝聚合物,由甲克素和丙烯酰胺接枝而成,是一种咖啡色乳液聚合物,分子量为800万,有效含量35%,聚合物本身粘度为102mpa.s(ZNN-D6六速粘度计在170s-1下所测),
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、同时用比例泵抽取1吨(方)甲壳素接枝聚合物到混砂车,混砂车搅拌同时用第二台比例泵注入100立方水,80公斤活性剂,活性剂为α-烯基磺酸钠,
步骤三、同时倒入30立方支撑剂,支撑剂为石英砂,直径为0.425mm,控制排量,保证施工过程中液体聚合物的体积浓度为1%,平均砂比为30%,在混砂车中搅拌40s后,携砂液与液氮50方在地面三通汇合经油管泵入地层。
施工过程中施工压力平稳,整个过程50min,施工完毕后关井。压后采取强制闭合措施,2h后自喷排液,反排液无不溶物。初期日产液3.02方,产油1.67吨,与邻井常规瓜胶压裂相比,产量略有高出。
Claims (3)
1.一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法,其特征在于,包括以下步骤:
步骤一、连接压裂施工管线,清水试压,压开地层;
步骤二、选取聚合物,通过在线添加的方式,将聚合物用比例泵直接抽汲到混砂车,同时用另一台比例泵将水注入到混砂车中,聚合物和水混合形成压裂液,压裂液中聚合物的体积使用浓度≤30%,
步骤三、在混入聚合物和水的同时,在混砂车中也混入支撑剂,支撑剂与压裂液的体积比即砂比≤250%,保证砂比即支撑剂与压裂液的体积比达到现场需求,在混砂车的搅拌下,聚合物、水、支撑剂相互之间迅速分散,聚合物溶解时间是10s-20min,混合均匀后泵入地层;
所述的聚合物为以液体为形式存在的聚合物,包括合成基聚合物、植物胶聚合物和纤维素衍生物中的一种或上述多种任意比例的混合物;
所述的合成基聚合物为乳液或悬浮液聚合物,包括聚丙烯酰胺及衍生物、丙烯酸聚合物及衍生物、丙烯酸酯聚合物及衍生物、丙烯酸醇聚合物及衍生物或聚乙烯亚胺中的一种或上述多种任意比例的混合物;聚丙烯酰胺及衍生物包括非离子、阴离子、阳离子或两性离子;丙烯酸聚合物及衍生物包括丙烯酸-丙烯酸乙酯聚合物;
所述的植物胶聚合物包括胍胶、田菁或魔芋中的一种或上述多种任意比例的混合物。
所述的纤维素衍生物包括含阳离子或两性离子基团纤维素衍生物。
所述的支撑剂为石英砂、陶粒砂或树脂包层砂;支撑剂与压裂液的体积比,即砂比≤250%。
2.根据权利要求1所述的压裂方法,其特征在于,所述的步骤二中,将水注入到混砂车中时,注入添加剂,添加剂可根据现场选择性加入,来提高携砂效果和压裂效果;所述的添加剂包括占水质量浓度为0-20%氯化铵、质量浓度为0-20%氯化钾无机物、质量浓度为
0-20%表面活性剂如液体α-烯基磺酸钠、质量浓度为0-20%破胶剂如酶或氧化剂、质量浓度为0-20%交联剂如有机锆、质量浓度为0-50%酸如盐酸或质量浓度为0-20%碱如碳酸钠中的一种或上述多种任意比例的混合物。目的是促进溶解效率、降低压裂阻力、促进更好携砂、改善岩层,提高助排及破胶、提高压裂效能,提高增产效率。
3.根据权利要求1所述的压裂方法,其特征在于,所述的步骤三中,可根据压裂需要,用泵车直接将二氧化碳,氮气或空气注入地层,注入量为1-200方,匹配提高压裂效果。
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN2012105245608A CN102996107A (zh) | 2012-12-07 | 2012-12-07 | 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 |
PCT/CN2012/087321 WO2014086068A1 (zh) | 2012-12-07 | 2012-12-24 | 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN2012105245608A CN102996107A (zh) | 2012-12-07 | 2012-12-07 | 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN102996107A true CN102996107A (zh) | 2013-03-27 |
Family
ID=47925152
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN2012105245608A Pending CN102996107A (zh) | 2012-12-07 | 2012-12-07 | 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN102996107A (zh) |
WO (1) | WO2014086068A1 (zh) |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103726821A (zh) * | 2014-01-08 | 2014-04-16 | 北京神州卓越石油科技有限公司 | 酸化压裂液连续混配供送装置 |
CN103754108A (zh) * | 2013-12-30 | 2014-04-30 | 三一重型能源装备有限公司 | 压裂车及压裂设备组 |
CN104405359A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-03-11 | 河南理工大学 | 低压低渗透储层煤层气井氮气泡沫压裂降污染方法和设备 |
CN104449652A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-03-25 | 奥菲(北京)石油技术有限公司 | 一种页岩气新型环保压裂液 |
CN104481490A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-04-01 | 河南方舟新能源股份有限公司 | 一种煤层气井氮气泡沫压裂液体系 |
CN105199707A (zh) * | 2015-11-02 | 2015-12-30 | 天津中海油服化学有限公司 | 水基压裂用预混砂增稠剂及其制备方法 |
CN105670597A (zh) * | 2016-04-21 | 2016-06-15 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 使水基压裂液中的支撑剂在输送过程中不沉降的方法 |
CN105778883A (zh) * | 2016-04-21 | 2016-07-20 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 全悬浮清洁聚合物压裂液及其制备方法 |
CN108559479A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-09-21 | 西南石油大学 | 一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系 |
CN109209322A (zh) * | 2018-09-05 | 2019-01-15 | 大庆油田有限责任公司 | 一种满足高排量压裂注入需求的聚合物自动化供液方法 |
CN110792420A (zh) * | 2019-10-30 | 2020-02-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种漏失气井修井在线配制堵漏工艺 |
CN112126419A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-12-25 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种可连续配制的携砂液及其配制工艺 |
CN113638726A (zh) * | 2021-09-14 | 2021-11-12 | 北京中海沃邦能源投资有限公司石楼分公司 | 一种基液粘度自动校准装置 |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN105672970B (zh) * | 2015-12-31 | 2019-04-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种实现水平井段内暂堵转向多缝压裂的方法 |
CN105888641A (zh) * | 2016-04-08 | 2016-08-24 | 北京纽荷瑞晨能源技术有限公司 | 一种二氧化碳-减阻水复合压裂方法 |
CN111005710B (zh) * | 2019-12-19 | 2022-03-18 | 中石化四机石油机械有限公司 | 输砂混排系统及控制方法 |
CN113356820A (zh) * | 2020-03-06 | 2021-09-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种压裂方法 |
CN112412429A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-02-26 | 重庆市能源投资集团科技有限责任公司 | 一种煤矿井下受限空间加砂压裂系统及压裂方法 |
CN116426264A (zh) * | 2023-04-23 | 2023-07-14 | 延长油田股份有限公司 | 自生热超临界二氧化碳胍胶压裂液及其制备方法 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1752173A (zh) * | 2004-09-23 | 2006-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 |
WO2008093264A1 (en) * | 2007-01-29 | 2008-08-07 | Schlumberger Canada Limited | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
CN101994504A (zh) * | 2009-10-12 | 2011-03-30 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 连续混配型酸化压裂联作工艺 |
CN102003167A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-06 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 油田压裂液的自动混配控制方法 |
CN102031102A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-27 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 就地连续混配清洁压裂液添加剂的制备及压裂施工的方法 |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101434836B (zh) * | 2008-12-12 | 2010-12-15 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 压裂液连续混配方法 |
CA2799551C (en) * | 2010-05-17 | 2017-06-27 | Schlumberger Canada Limited | Methods for providing proppant slugs in fracturing treatments |
CN201843595U (zh) * | 2010-10-22 | 2011-05-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 聚合物凝胶微球在线注入装置 |
-
2012
- 2012-12-07 CN CN2012105245608A patent/CN102996107A/zh active Pending
- 2012-12-24 WO PCT/CN2012/087321 patent/WO2014086068A1/zh active Application Filing
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1752173A (zh) * | 2004-09-23 | 2006-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种清洁压裂液添加剂的组成和压裂地层的方法 |
WO2008093264A1 (en) * | 2007-01-29 | 2008-08-07 | Schlumberger Canada Limited | Simulations for hydraulic fracturing treatments and methods of fracturing naturally fractured formation |
CN101994504A (zh) * | 2009-10-12 | 2011-03-30 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | 连续混配型酸化压裂联作工艺 |
CN102003167A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-06 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | 油田压裂液的自动混配控制方法 |
CN102031102A (zh) * | 2010-11-18 | 2011-04-27 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院 | 就地连续混配清洁压裂液添加剂的制备及压裂施工的方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
原青民: "新近开发的压裂液连续配注技术", 《石油与天然气化工》, vol. 24, no. 1, 31 December 1995 (1995-12-31), pages 18 - 20 * |
Cited By (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103754108A (zh) * | 2013-12-30 | 2014-04-30 | 三一重型能源装备有限公司 | 压裂车及压裂设备组 |
CN103754108B (zh) * | 2013-12-30 | 2017-04-26 | 三一石油智能装备有限公司 | 压裂车及压裂设备组 |
CN103726821A (zh) * | 2014-01-08 | 2014-04-16 | 北京神州卓越石油科技有限公司 | 酸化压裂液连续混配供送装置 |
CN103726821B (zh) * | 2014-01-08 | 2016-08-17 | 北京神州卓越石油科技有限公司 | 酸化压裂液连续混配供送装置 |
CN104481490A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-04-01 | 河南方舟新能源股份有限公司 | 一种煤层气井氮气泡沫压裂液体系 |
CN104405359A (zh) * | 2014-11-18 | 2015-03-11 | 河南理工大学 | 低压低渗透储层煤层气井氮气泡沫压裂降污染方法和设备 |
CN104449652A (zh) * | 2014-12-05 | 2015-03-25 | 奥菲(北京)石油技术有限公司 | 一种页岩气新型环保压裂液 |
CN105199707A (zh) * | 2015-11-02 | 2015-12-30 | 天津中海油服化学有限公司 | 水基压裂用预混砂增稠剂及其制备方法 |
CN105670597A (zh) * | 2016-04-21 | 2016-06-15 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 使水基压裂液中的支撑剂在输送过程中不沉降的方法 |
CN105778883A (zh) * | 2016-04-21 | 2016-07-20 | 成都劳恩普斯科技有限公司 | 全悬浮清洁聚合物压裂液及其制备方法 |
CN108559479A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-09-21 | 西南石油大学 | 一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系 |
CN108559479B (zh) * | 2018-05-30 | 2020-05-22 | 西南石油大学 | 一种可在线施工的反相微乳液聚合物压裂液体系 |
CN109209322A (zh) * | 2018-09-05 | 2019-01-15 | 大庆油田有限责任公司 | 一种满足高排量压裂注入需求的聚合物自动化供液方法 |
CN110792420A (zh) * | 2019-10-30 | 2020-02-14 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种漏失气井修井在线配制堵漏工艺 |
CN112126419A (zh) * | 2020-09-04 | 2020-12-25 | 四川省威沃敦化工有限公司 | 一种可连续配制的携砂液及其配制工艺 |
CN113638726A (zh) * | 2021-09-14 | 2021-11-12 | 北京中海沃邦能源投资有限公司石楼分公司 | 一种基液粘度自动校准装置 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2014086068A1 (zh) | 2014-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102996107A (zh) | 一种基于液体聚合物在线连续配制的压裂方法 | |
CN104066812B (zh) | 利用原位氮气生成的致密气增产 | |
CN104403656A (zh) | 一种新型两性离子滑溜水压裂液及其制备方法 | |
CN104177534B (zh) | 一种阳离子聚合物稠化剂、压裂液及其制备方法 | |
CN101519585B (zh) | 剪切交联敏感性堵漏剂及制备方法 | |
CN104498008B (zh) | 一种油田开采用耐中高温的生物调剖堵水剂 | |
CN102352232B (zh) | 抗温抗盐聚合物清洁压裂液增稠剂及其制备方法 | |
CN105916959A (zh) | 使用液氨的压裂方法 | |
CN104031625A (zh) | 用于低渗非均质砂岩油藏的解堵剂及使用方法 | |
CN102031102A (zh) | 就地连续混配清洁压裂液添加剂的制备及压裂施工的方法 | |
CN103666437A (zh) | 一种压裂液 | |
CN109337663A (zh) | 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 | |
CN103265938A (zh) | 类泡沫压裂体系及其配制方法和加注方法 | |
CN104371699A (zh) | 一种有机铝锆交联剂、制备方法及低分子聚合物压裂液 | |
CN104119851A (zh) | 一种新型稠油降粘剂 | |
CN103666439A (zh) | 一种海水基速溶压裂液及其配制方法 | |
CN106350053A (zh) | 一种速溶型海水基高温压裂液 | |
CN105255475A (zh) | 一种胍胶压裂返排液重复利用方法 | |
CN105238381A (zh) | 一种功能复合型乳液态聚合物压裂液及其制备方法 | |
CN105112040A (zh) | 一种气井耐高温可回收清洁压裂液的压裂方法 | |
CN104194763A (zh) | 一种阴离子聚合物稠化剂、压裂液及其制备方法 | |
CN106566521A (zh) | 一种阴离子清洁压裂液及其破胶剂的制备及用途 | |
CN103670359A (zh) | 一种植物胶压裂液非降解性破胶的方法 | |
Schexnayder et al. | Enhanced oil recovery from denatured algal biomass: Synergy between conventional and emergent fuels | |
CN105860951A (zh) | 一种酸性聚合物压裂液及其制备方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C12 | Rejection of a patent application after its publication | ||
RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20130327 |