CN112094634A - 一种低温溶解型清洁纳米压裂液及其制备和使用方法 - Google Patents
一种低温溶解型清洁纳米压裂液及其制备和使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112094634A CN112094634A CN201910663014.4A CN201910663014A CN112094634A CN 112094634 A CN112094634 A CN 112094634A CN 201910663014 A CN201910663014 A CN 201910663014A CN 112094634 A CN112094634 A CN 112094634A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- temperature
- fracturing fluid
- percent
- low
- ether
- 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
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 113
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 116
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 50
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- -1 aliphatic quaternary ammonium salt Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229930182470 glycoside Natural products 0.000 claims abstract description 8
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims abstract description 7
- 150000002338 glycosides Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 27
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N N-Butanol Chemical compound CCCCO LRHPLDYGYMQRHN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical group OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical group [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 21
- 150000003242 quaternary ammonium salts Chemical class 0.000 claims description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 18
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 15
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 claims description 13
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 claims description 12
- QBYIENPQHBMVBV-HFEGYEGKSA-N (2R)-2-hydroxy-2-phenylacetic acid Chemical compound O[C@@H](C(O)=O)c1ccccc1.O[C@@H](C(O)=O)c1ccccc1 QBYIENPQHBMVBV-HFEGYEGKSA-N 0.000 claims description 11
- UOQHWNPVNXSDDO-UHFFFAOYSA-N 3-bromoimidazo[1,2-a]pyridine-6-carbonitrile Chemical compound C1=CC(C#N)=CN2C(Br)=CN=C21 UOQHWNPVNXSDDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- IWYDHOAUDWTVEP-UHFFFAOYSA-N R-2-phenyl-2-hydroxyacetic acid Natural products OC(=O)C(O)C1=CC=CC=C1 IWYDHOAUDWTVEP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229940099563 lactobionic acid Drugs 0.000 claims description 11
- 229960002510 mandelic acid Drugs 0.000 claims description 11
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 10
- OEOIWYCWCDBOPA-UHFFFAOYSA-N 6-methyl-heptanoic acid Chemical compound CC(C)CCCCC(O)=O OEOIWYCWCDBOPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 6
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 6
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 claims description 5
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 claims description 5
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 claims description 5
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 5
- YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 2-ethylhexan-1-ol Chemical compound CCCCC(CC)CO YIWUKEYIRIRTPP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- CETWDUZRCINIHU-UHFFFAOYSA-N 2-heptanol Chemical compound CCCCCC(C)O CETWDUZRCINIHU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N decan-1-ol Chemical compound CCCCCCCCCCO MWKFXSUHUHTGQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- JOLQKTGDSGKSKJ-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxypropan-2-ol Chemical compound CCOCC(C)O JOLQKTGDSGKSKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229940028356 diethylene glycol monobutyl ether Drugs 0.000 claims description 3
- JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N oxolane-2,4-dione Chemical compound O=C1COC(=O)C1 JCGNDDUYTRNOFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N pyridine Substances C1=CC=NC=C1 JUJWROOIHBZHMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 2-(2-butoxyethoxy)ethanol Chemical compound CCCCOCCOCCO OAYXUHPQHDHDDZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical group COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 2-butoxyethanol Chemical group CCCCOCCO POAOYUHQDCAZBD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WVYWICLMDOOCFB-UHFFFAOYSA-N 4-methyl-2-pentanol Chemical compound CC(C)CC(C)O WVYWICLMDOOCFB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AQZGPSLYZOOYQP-UHFFFAOYSA-N Diisoamyl ether Chemical compound CC(C)CCOCCC(C)C AQZGPSLYZOOYQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-XIXRPRMCSA-N Mesotartaric acid Chemical compound OC(=O)[C@@H](O)[C@@H](O)C(O)=O FEWJPZIEWOKRBE-XIXRPRMCSA-N 0.000 claims description 2
- FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N Tartaric acid Natural products [H+].[H+].[O-]C(=O)C(O)C(O)C([O-])=O FEWJPZIEWOKRBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N diglyme Chemical compound COCCOCCOC SBZXBUIDTXKZTM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 229940048879 dl tartaric acid Drugs 0.000 claims description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 2
- UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N pyridine Natural products COC1=CC=CN=C1 UMJSCPRVCHMLSP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H sodium hexametaphosphate Chemical compound [Na]OP1(=O)OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])OP(=O)(O[Na])O1 GCLGEJMYGQKIIW-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 2
- 235000019982 sodium hexametaphosphate Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000001577 tetrasodium phosphonato phosphate Substances 0.000 claims description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 35
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 23
- 238000009736 wetting Methods 0.000 abstract description 11
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 abstract description 10
- 239000003245 coal Substances 0.000 abstract description 9
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 4
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 abstract 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 abstract 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 50
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 30
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 24
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 12
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 description 12
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 12
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 12
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 12
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 12
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 12
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 12
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 12
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 12
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 10
- 239000000047 product Substances 0.000 description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 4
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 3
- OEWKLERKHURFTB-UHFFFAOYSA-M hexadecyl(trimethyl)azanium;methyl sulfate Chemical compound COS([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C OEWKLERKHURFTB-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N Selenium Chemical group [Se] BUGBHKTXTAQXES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 2
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 2
- BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N Silver Chemical compound [Ag] BQCADISMDOOEFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M Stearyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C VBIIFPGSPJYLRR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical group [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002579 anti-swelling effect Effects 0.000 description 2
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 2
- RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N arsenic atom Chemical compound [As] RQNWIZPPADIBDY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 2
- 229910052790 beryllium Inorganic materials 0.000 description 2
- ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N beryllium atom Chemical compound [Be] ATBAMAFKBVZNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052793 cadmium Inorganic materials 0.000 description 2
- BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N cadmium atom Chemical compound [Cd] BDOSMKKIYDKNTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M cetyltrimethylammonium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WOWHHFRSBJGXCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 239000010433 feldspar Substances 0.000 description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001385 heavy metal Chemical group 0.000 description 2
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 2
- WYTNTFGZBBTWNR-UHFFFAOYSA-M methyl sulfate;trimethyl(octadecyl)azanium Chemical compound COS([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C WYTNTFGZBBTWNR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002120 nanofilm Substances 0.000 description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 229910052711 selenium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011669 selenium Substances 0.000 description 2
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052709 silver Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004332 silver Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000010438 granite Substances 0.000 description 1
- MRAPAFWHXSJNRN-UHFFFAOYSA-M icosyl(trimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C MRAPAFWHXSJNRN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N imidazoline Chemical compound C1CN=CN1 MTNDZQHUAFNZQY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000004579 marble Substances 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 150000003222 pyridines Chemical class 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000000979 retarding effect Effects 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- ALVZGWPSQBCZLO-UHFFFAOYSA-L trimethyl(octadecyl)azanium;sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C.CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C ALVZGWPSQBCZLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 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
- 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
- C09K8/607—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation specially adapted for clay formations
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- 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
-
- 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
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
本发明公开了一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计，其由如下组分组成：10％～57％脂肪族季铵盐、5％～20％分子接枝剂、10％～40％醇、3％～10％催化剂、0％～40％烷基糖苷APG、0％～30％醚。本发明制备的纳米压裂液兼具低温溶解，携砂强，防膨胀，防水敏，盐敏，无残渣，耐酸碱，渗透好，易返排，耐高温地层，可用压裂返排液或生产井产出水配制携砂液，低成本、环保重复利用，在孔壁生成无润湿纳米膜，减少诱发地震的危险。可在地面温度‑20℃～50℃施工，适应储层温度5℃～200℃高矿化度超致密煤岩、泥岩、页岩、砂岩、砾岩、碳酸盐岩、火成岩等岩石建造体积网络裂缝体系，具有优异性能及较高应用价值。
Description
技术领域
本发明涉及地下能源开采技术领域，特别涉及一种可重复利用的低温溶解型清洁纳米压裂液及其制备方法。
背景技术
作为重要的能源来源，地层中的煤层气、页岩气、页岩油等的储量非常大，其中煤层气主要以吸附态储存在0.5纳米左右的孔缝中，页岩气主要以吸附态储存在2～10纳米左右的孔缝中，在5℃～200℃的超致密煤岩、泥岩、页岩、砂岩、砾岩、碳酸盐岩、火成岩、油页岩等地下油气储层中，煤层气、页岩气、超致密储层油气、页岩油、油页岩油气储量也非常大，但是这些储层如不进行压裂产出的油气量有限甚至无法产出，因此，压裂成了提高产能的主要途径。
压裂液是压裂效果的关键因素之一，现有技术中的压裂液存在的主要问题如下：现有的压裂液即使称为清洁，但基本上都是采用聚合物或瓜尔胶等高分子材料作为重要组分来堵塞微米纳米孔缝；由于聚合物或瓜尔胶作为压裂液时多采用硼交联，而硼元素又是环保禁用组分，并且现有压裂液中多含汞、镉、铬、砷、铅、镍、铍、银、铜、锌、锰、硒、锆等重金属原子和硫化物、有机氯、氟元素等，返排液不利环保，其处理费用极其昂贵，因此不利于清洁生产；重要的是由于储能地层和高矿化度地层的润湿性强，粘土膨胀率高，水敏、酸敏、碱敏、盐敏性强，压裂液残渣多，极易造成敏感堵塞，堵塞纳米、微米孔缝；还需要说明的是，当施工环境温度-20℃不易溶解，压裂液不能起粘，不能携砂，无法进行压裂施工，且压裂液不能重复利用，严重制约压裂法开采地下能源的发展。
因此，如何提供一种清洁环保且可低温溶解的可重复利用的压裂液，是本领域技术人员亟待解决的问题。
发明内容
有鉴于此，本发明提供了一种可重复利用的低温溶解型清洁纳米压裂液，制备出的纳米压裂液安全防爆、绿色环保，且具有良好的性能。
为了达到上述效果，本发明采用如下技术方案：
一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按重量百分比计，包括以下组分：10％～ 57％脂肪族季铵盐、5％～20％分子接枝剂、10％～40％醇、3％～10％催化剂、0％～40％烷基糖苷APG、0％～30％醚。
优选的，所述脂肪族季铵盐为C16～C22单长链季铵盐、C16～C22双长链季铵盐、C16～C22三长链季铵盐、咪唑啉季铵盐、吡啶季铵盐或瓜尔胶季铵盐。
进一步的，所述脂肪族季铵盐为C16～C22单长链(氯化、硫酸、碳酸、磷酸) 季铵盐、C16～C22双长链(氯化、硫酸、碳酸、磷酸)季铵盐、C16～C22三长链(氯化、硫酸、碳酸、磷酸)季铵盐、咪唑啉(氯化、硫酸、碳酸、磷酸)季铵盐、吡啶(氯化、硫酸、碳酸、磷酸)季铵盐或瓜尔胶(氯化、硫酸、碳酸、磷酸) 季铵盐。
上述优选技术方案的有益效果是：可根据地层温度特点选择季铵盐及季铵盐的碳原子数C16、C18、C22，地层温度越高，季铵盐的碳原子数越多，耐温粘度越高。
优选的，所述分子枝接剂为水杨酸、杏仁酸、乳糖酸、异辛酸。
优选的，所述醇为甲醇、乙醇、正丁醇、异丙醇、卡必醇、二甘醇、甲基异丁基甲醇、2-庚醇、2-乙基己醇或癸醇。
优选的，所述催化剂为氢氧化钠或氢氧化钾。
优选的，所述烷基糖苷APG为APG0810、APG1214、APG0814、APG0816、 APG1216、APG1218、APG1618。
优选的，所述醚为乙二醇甲醚、丙二醇甲醚、丙二醇乙醚、二乙二醇甲醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇二甲醚、乙二醇二甲醚、异戊醚。
本发明还提供了一种如上所述的低温溶解型清洁纳米压裂液的制备方法，采用如下工艺：
在装脂肪族季铵盐的桶中加入醇总量6％～10％的醇，在桶中搅拌稀释后倒入搅拌器罐中，然后在搅拌器罐中加入剩余的醇、烷基糖苷APG、醚搅拌溶解，直至季铵盐溶解后加入分子接枝剂和催化剂，再持续搅拌40min～150min，待物料完全溶解，即得低温溶解型清洁纳米压裂液。
除此之外，本发明还提供了一种上述的低温溶解型清洁纳米压裂液的使用方法，包括以下步骤：
(1)注入质量百分比40％～50％的前置液反循环洗井，并沟通扩大原生孔缝；
(2)采用质量百分比0.8％～1.0％的低温溶解型清洁纳米压裂液以混砂比 5％～35％的比例混砂，得混砂液；
(3)将所述步骤(2)制得的混砂液以1m3/min～8m3/min的排量脉冲式注入所述步骤(1)处理好的井内；
(4)向所述步骤(3)的井内注入质量百分比0.8％～1.0％的破胶剂，焖井2 ～48h后返排即可，得到返排液；
(5)将返排液沉淀过滤，然后加入所需量的水和质量百分比0.2％～1.0％的低温溶解型清洁纳米压裂液，循环溶解均匀，作为携砂液重复利用。
优选的，所述破胶剂由以下组分组成：10％～35％酸、10％～50％渗透剂和10％～25％醚；其中酸为柠檬酸、DL-酒石酸或六偏磷酸钠，渗透剂为快速渗透剂T、 JFC、快速渗透剂T70或NT-1，醚为乙二醇丁醚或二乙二醇丁醚。
优选的，所述前置液为质量百分比0.5％的纳米溶解剂与0.5％纳米缓速酸的混合物或质量百分比0.5％的纳米缓蚀剂或质量百分比4％HCl和1.6％HF的混合物；其中，按质量百分比计，所述纳米溶解剂的组分为：0％～20％溶解岩石的磺酸盐、 10％～45％溶解岩石的渗透剂、10％～30％溶解岩石的醇、5％～40％溶解岩石的酯、5％～35％溶解岩石的醚、0％～20％溶解岩石的酮，根据地层岩石的特点选取配方各个组分的种类；所述纳米缓速酸的组分为：0％～30％铵盐、10％～60％缓速溶蚀岩石的酸(有机酸、酸性渗透剂、无机酸)、10％～40％溶蚀岩石的自生酸、 0％～35％溶蚀岩石的醛，根据地层岩石的特点选取配方各个组分的种类。
优选的，本发明所述的低温溶解型清洁纳米压裂液适用于-20℃～50℃的地面环境以及5℃～200℃的地层环境施工。
相较于现有技术，本发明具有如下技术效果：
1)低分子性：本发明的低温溶解型清洁纳米压裂液由低分子(分子量小于500) 组合物质构成，溶于水成纳米微粒，易进入纳米孔缝；
2)无残渣：不会堵塞纳米、微米孔缝；
3)无润湿性：通过调整原料种类及配比，使水润湿的润湿角0°变为中间润湿的润湿角≥70°；使油润湿的润湿角180°变为中间润湿的润湿角≤120°；无润湿性使压裂液更容易进入纳米孔缝，改变孔壁的润湿性，在亲水岩石壁面去掉原来的水膜生成无润湿纳米膜，在亲油岩石壁面去掉原来的油膜生成无润湿纳米膜，促进解吸；
4)防粘土膨胀：防膨率70％～125％，防膨性能好，施工压力下降大，降阻效果好，还可防水敏、盐敏、酸敏、碱敏，并且具有优良的耐光、耐压、耐强酸、耐强碱、抗静电性能，渗透性优良；
5)环保性：无汞、镉、铬、砷、铅、镍、铍、银、铜、锌、锰、硒、硼、锆等重金属原子，无硫化物、无有机氯、无氟元素，无硼元素交联，可重复利用并有利环保；
6)耐高矿化度地层：适用于多种高矿化度地层水；
7)升温降粘性和低温溶解性：纳米压裂液的粘度随温度的升高急剧降低，且温度过低无法施工，本发明中选取合理的原料并添加适量的烷基糖苷和醚，使纳米压裂液具有更好的耐温性，并且根据地层温度选择季铵盐的碳原子数配制纳米压裂液，利用地层温度升温降粘，易于返排，并可在最低-20℃的环境中正常施工；
8)耐低温耐高温地层：纳米压裂液注入地层时间不到半个小时，但是其升温需要1～2小时，利用纳米压裂液注入及升温的时间差，使其可适用于5℃～200℃的储层温度施工；
9)重复利用：采用本发明的配方返排出的压裂液残液经过沉淀、过滤后可以重新配制压裂液，节约成本，有利环保；
10)减少诱发地震的危险：本发明的压裂液施工注入量小(≤2000m3)、排量小(≤8m3/min)且砂比低(平均≤18％)，既能实现大型压裂的效果，又减少诱发地震的危险；
11)适应于50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙四种地层水，可用生产井产出水沉淀、过滤后配制携砂液，极大降低生产水的处理、输送成本，节约大量的环保处理费。注意：没有沉淀、过滤的生产井产出水，无论是碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙中任意一种地层水，都可以配制满足携砂要求，但沉淀及漂浮物会严重污染储层，降低渗透性、流通性。因此必须沉淀、过滤。
具体实施方式
下面将结合本发明的实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：45％十六烷基三甲基氯化铵、8％水杨酸、6％乳糖酸、5％乙醇、15.5％正丁醇、5％异丙醇、5.5％氢氧化钠、10％APG0810，记为VCFn1。
应用于5℃-60℃的低温地层，如煤层、浅层油页岩底层压裂，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn1(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn1(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn1(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn1(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn1可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn1+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn1+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例2
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：56.3％十六烷基三甲基氯化铵、6％水杨酸、5％杏仁酸、6.2％异辛酸、2％乙醇、10％正丁醇、3％异丙醇、6.5％氢氧化钾、5％APG0810，记为VCFn2。
应用于5℃～60℃的低温地层，如页岩底层压裂，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn2(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn2(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn2(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn2(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn2可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn2+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn2+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例3
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：45％十八烷基三甲基氯化铵、4.5％水杨酸、4％乳糖酸、4％杏仁酸、5％乙醇、15％正丁醇、6.5％异丙醇、5％氢氧化钠、8％APG1214、3％二甘醇，记为VCFn3。
应用于60℃～120℃的高温胶结物、充填物以蒙脱石为主的砂岩地层，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn3(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn3(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn3(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn3(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn3可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn3+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn3+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
需要说明的是，VCFn3应用于某地井深5000米以上的砂岩吸附油层压裂施工，地层温度151℃，注入前置液460m3，携砂液500m3，加砂量51m3，加砂比平均16％左右，施工压力20MPa左右，降阻率大于60％。返排后日产吸附油2.5 吨。
实施例4
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：45％十六烷基三甲基甲基硫酸铵、5％水杨酸、4％乳糖酸、2.7％杏仁酸、7.3％乙醇、 15％正丁醇、5％异丙醇、7％APG0810、3％丙二醇乙醚、6％氢氧化钾，记为VCFn4。
应用于5℃～60℃的低温以方解石为主的碳酸盐岩石灰岩和大理石地层，如煤层、浅层油页岩，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn4(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn4(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn4(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn4(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn4可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn4+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn4+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例5
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：445％十六烷基三甲基甲基硫酸铵，4.5％水杨酸、3％乳糖酸、2％杏仁酸、2.2％异辛酸、 6％乙醇、10％异丙醇、10.8％正丁醇、5.5％氢氧化钾、8％APG0810、3％二乙二醇丁醚，记为VCFn5。
应用于5℃～45℃的低温以石英为主的砂岩地层，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn5(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn5(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn5(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn5(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn5可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn5+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn5+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例6
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：45％十六烷基三甲基甲基硫酸铵、5％水杨酸、3％乳糖酸、2％杏仁酸、1.7％异辛酸、 5％乙醇、6％异丙醇、6.8％正丁醇、5.5％氢氧化钠、10％APG0810、10％APG1214，记为VCFn6。
应用于5℃～80℃的中低温以长石为主的砂岩地层，如煤层、浅层油页岩，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn6(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn6(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn6(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn6(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn6可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn5+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn5+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例7
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：45％十八烷基三甲基甲基硫酸铵、5％水杨酸、3％乳糖酸、2％杏仁酸、1％异辛酸、 6％乙醇、6％异丙醇、5.9％正丁醇、6.1％氢氧化钾、10％APG1214、10％APG1416，记为VCFn7。
应用于60℃～150℃的高温以石英为主的砂岩地层，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn7(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn7(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn7(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn7(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn7可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn7+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn7+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例8
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：45％十八烷基三甲基甲基硫酸铵、4％水杨酸、3％乳糖酸、2％杏仁酸、2％异辛酸、 3％乙醇、12％正丁醇、3％异丙醇、6％氢氧化钠或氢氧化钾、10％APG1214、 10％APG1416，记为VCFn8。
应用于60℃～150℃的高温页岩地层，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn8(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn8(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn8(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn8(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn8可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn8+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn8+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例9
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：20％十八烷基三甲基氯化铵、20％二十烷基三甲基氯化铵、4％水杨酸、3％乳糖酸、2％杏仁酸、2％异辛酸、6％乙醇、8.8％正丁醇、6％异丙醇、6.2％氢氧化钠或氢氧化钾、10％APG1214、12％APG1416，记为VCFn9。
应用于60℃～200℃的高温以长石为主的砂岩地层，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn9(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn9(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn9(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn9(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn9可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn9+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn9+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
实施例10
本发明的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，按质量百分比计算，包括：20％十八烷基三甲基硫酸铵、20％二十烷基三甲基甲基硫酸铵、4％水杨酸、3％乳糖酸、 3％杏仁酸、1％异辛酸、8.8％乙醇、5％正丁醇、3％异丙醇、4％APG0810、6.2％氢氧化钠或氢氧化钾、10％APG1214、12％APG1416，记为VCFn10。
应用于60℃～200℃的高温花岗岩地层，粘度达到携砂要求。
将河水或池塘水的清水置于储水罐中，储水罐中温度大于1℃，用于配制1％VCFn10(170s-1，粘度≥20mPa.s)或1.2％～1.4％VCFn10(170s-1，粘度≥20mPa.s)，之后将其分别用于模拟现场压裂施工。
分别用50000ppm的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙配制模拟四种地层水，储水罐温度≥8℃，模拟地层水中分别加入1％VCFn10(170s-1，粘度≥20mPa.s)；储水罐温度≤8℃，模拟地层水分别加入1.2％～1.4％VCFn10(170s-1，粘度≥20mPa.s)。
在四种类型的高矿化度模拟地层水中，纳米压裂液VCFn10可保持高效益的携砂性能。
用返排压裂液或生产井产出水配制携砂液，先沉淀、过滤。当储水罐温度≥8℃，1％VCFn10+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)；当储水罐温度≤8℃，1.2％～1.4％VCFn10+返排压裂液或生产井产出水(170s-1，粘度≥20mPa.s)，均符合携砂要求。
综上，本发明的低温溶解型清洁纳米压裂液可在-20℃～50℃地面环境中施工，可在5℃～200℃的超致密煤岩、泥岩、页岩、砂岩、砾岩、碳酸盐岩、火成岩、油页岩等地下油气储层中携砂压裂应用，也可在温泉、地热增加地下水产量中应用，在煤层气、页岩气、超致密储层油气、页岩油、油页岩增产增注压裂中广泛应用，具有广泛的实用性，且制备工艺简便，可以大批量组织生产，满足全国、全世界超低渗油气田、地热开发的巨大需求，重复利用的特点复合可持续发展的战略需求，并且可用生产井产出的碳酸氢钠、硫酸钠、氯化镁、氯化钙四种地层水沉淀、过滤后配制携砂液，节约大量的环保费，具有较高的环保意义。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。
对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (10)
1.一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，按重量百分比计，包括以下组分：10％～57％脂肪族季铵盐、5％～20％分子接枝剂、10％～40％醇、3％～10％催化剂、0％～40％烷基糖苷APG、0％～30％醚。
2.根据权利要求1所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，所述脂肪族季铵盐为C16～C22单长链季铵盐、C16～C22双长链季铵盐、C16～C22三长链季铵盐、咪唑啉季铵盐、吡啶季铵盐或瓜尔胶季铵盐。
3.根据权利要求1所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，所述分子枝接剂为水杨酸、杏仁酸、乳糖酸、异辛酸。
4.根据权利要求1所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，所述醇为甲醇、乙醇、正丁醇、异丙醇、卡必醇、二甘醇、甲基异丁基甲醇、2-庚醇、2-乙基己醇或癸醇。
5.根据权利要求1所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，所述催化剂为氢氧化钠或氢氧化钾。
6.根据权利要求1所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，所述烷基糖苷APG为APG0810、APG1214、APG0814、APG0816、APG1216、APG1218、APG1618。
7.根据权利要求1所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液，其特征在于，所述醚为乙二醇甲醚、丙二醇甲醚、丙二醇乙醚、二乙二醇甲醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇二甲醚、乙二醇二甲醚、异戊醚。
8.一种权利要求1～7任一项所述的低温溶解型清洁纳米压裂液的制备方法，其特征在于，采用如下工艺：
在装脂肪族季铵盐的桶中加入醇总量6％～10％的醇，在桶中搅拌稀释后倒入搅拌器罐中，然后在搅拌器罐中加入剩余的醇、烷基糖苷APG、醚搅拌溶解，直至季铵盐溶解后加入分子接枝剂和催化剂，再持续搅拌40min～150min，待物料完全溶解，即得低温溶解型清洁纳米压裂液。
9.一种权利要求1～7任一项所述的低温溶解型清洁纳米压裂液的使用方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)注入质量百分比40％～50％的前置液反循环洗井，并沟通扩大原生孔缝；
(2)采用质量百分比0.8％～1.0％的低温溶解型清洁纳米压裂液以混砂比5％～35％的比例混砂，得混砂液；
(3)将所述步骤(2)制得的混砂液以1m3/min～8m3/min的排量脉冲式注入所述步骤(1)处理好的井内；
(4)向所述步骤(3)的井内注入质量百分比0.8％～1.0％的破胶剂，焖井2～48h后返排即可，得到返排液；
(5)将返排液沉淀过滤，然后加入所需量的水和质量百分比0.2％～1.0％的低温溶解型清洁纳米压裂液，循环溶解均匀，作为携砂液重复利用。
10.根据权利要求9所述的一种低温溶解型清洁纳米压裂液的使用方法，其特征在于，所述破胶剂由以下组分组成：10％～35％酸、10％～50％渗透剂和10％～25％醚；其中酸为柠檬酸、DL-酒石酸或六偏磷酸钠，渗透剂为快速渗透剂T、JFC、快速渗透剂T70或NT-1，醚为乙二醇丁醚或二乙二醇丁醚。
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN2019105227813 | 2019-06-17 | ||
| CN201910522781 | 2019-06-17 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112094634A true CN112094634A (zh) | 2020-12-18 |
Family
ID=73749115
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910663014.4A Pending CN112094634A (zh) | 2019-06-17 | 2019-07-22 | 一种低温溶解型清洁纳米压裂液及其制备和使用方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112094634A (zh) |
Citations (2)
| 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 |
| CN104877656A (zh) * | 2014-02-28 | 2015-09-02 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 建造纳米孔缝的酸基粘弹性清洁泡沫压裂液VCFa配制方法 |
-
2019
- 2019-07-22 CN CN201910663014.4A patent/CN112094634A/zh active Pending
Patent Citations (2)
| 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 |
| CN104877656A (zh) * | 2014-02-28 | 2015-09-02 | 成都能生材科技开发有限责任公司 | 建造纳米孔缝的酸基粘弹性清洁泡沫压裂液VCFa配制方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10590324B2 (en) | Fiber suspending agent for lost-circulation materials | |
| US20240271032A1 (en) | Injection fluids comprising an anionic surfactant for treating unconventional formations | |
| Delamaide et al. | Chemical EOR in low permeability reservoirs | |
| US20160201443A1 (en) | Treating a subterranean formation with a composition having multiple curing stages | |
| US20080115692A1 (en) | Foamed resin compositions and methods of using foamed resin compositions in subterranean applications | |
| CN103756663A (zh) | 一种高性能酸化压裂液及其制备方法 | |
| US3797575A (en) | Additives for temporarily plugging portions of subterranean formations and methods of using the same | |
| US20220002615A1 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| WO2014109820A1 (en) | A treatment fluid containing a c0rr0sion inhibitor polymer of a carbohydrate and quaternary amine | |
| CN104877656A (zh) | 建造纳米孔缝的酸基粘弹性清洁泡沫压裂液VCFa配制方法 | |
| CN110168012B (zh) | 多相聚合物悬浮液及其用途 | |
| CN112094634A (zh) | 一种低温溶解型清洁纳米压裂液及其制备和使用方法 | |
| CN102559168A (zh) | 一种酸敏性变粘混合表面活性剂 | |
| CA3001565C (en) | Methods of acidizing subterranean formations | |
| CN105860948A (zh) | 聚合物降粘调剖降阻物理溶解剂psr配制方法 | |
| CN115702228B (zh) | 多阴离子表面活性剂及其制备和使用方法 | |
| AU2013318631B2 (en) | A treatment fluid containing a corrosion inhibitor of a polymer including a silicone and amine group | |
| CA3168883A1 (en) | Compositions and methods for the recovery of oil under harsh conditions | |
| CN115667456A (zh) | 多阴离子表面活性剂及其制备和使用方法 | |
| US20230332037A1 (en) | Polyanionic surfactants and methods of making and using thereof | |
| CA3180698A1 (en) | Polyanionic surfactants and methods of making and using thereof | |
| Graham | polymers in Oil Recovery and Production | |
| Danyalov | Screening of zonal isolation agents for SAGD EOR applications | |
| Logsdon et al. | SPE-179615-MS | |
| WO2016070097A2 (en) | HIGH pH METAL HYDROXIDE CONTROL AGENT COMPOSITIONS AND METHODS OF USE |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20201218 |