海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液制造技术

本发明专利技术公开了一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，涉及交联冻胶压裂液技术领域，其包括：基液：以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中：稠化剂占0.3%-0.8%，pH调节剂占0.1%-0.3%，助排剂占0.1%-0.5%，余量为海水；交联剂：以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4-0.6%；所述的稠化剂是指：瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶。采用本压裂液，稠化剂溶解速度快，可实现直接混配并连续施工，特别适用于海洋高温油气藏压裂施工，同时，本压裂液在150℃，170s-1条件下，连续剪切90min粘度保持在70mPa·s以上。

【技术实现步骤摘要】

本专利技术涉及交联冻胶压裂液
，确切地说涉及一种用于海洋高温油气藏的交联冻胶压裂液。
技术介绍
近年来，随着国内海上油气田新勘探区块低渗储层所占比例逐渐增大，油田开发中引入水力压裂等增产改造措施成为必然。目前，海上压裂所用的液体体系均为淡水压裂液体系，由于平台淡水极少，淡水均从陆地通过轮船运送，存在路途遥远、成本高、影响施工进度等缺点；而海上油气田海水资源丰富，利用海水配制压裂液工序简单、成本低，能够加快施工进度，具有明显的技术与经济优势。用海水配制压裂液具有以下优点:(1)海水的高矿化度可以抑制储层中粘土膨胀；(2)海水供应充足，海水压裂液尤其适用于海洋油气井大规模压裂改造，如水平井分段压裂、体积压裂等。(3)节省淡水成本及运输成本。(4)可实现连续混配、工序简单、能够加快施工进度，具有明显的技术与经济优势。为实现海水配制压裂液，国内也有相关单位进行了技术攻关，其中与本专利技术较为相似的专利文献有:公开号为CN102417814A，公开日为2012年4月18日的中国专利文献公开了一种适合海水配制、可实现连续混配的海水基压裂液及其制备方法；由以下原料按照重量份数配制而成:稠化剂:0.5-1.5份、交联剂:0.3-1.0份、表面活性剂:0.2-0.6份、pH值调节剂:0.01-0.2份、破胶剂:0.01-0.2份，海水:46.5_64份和脱盐海水:35-50份;具有适合海水配制、可实现连续混配、具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性和快速溶解的优点。但以上述专利文献为代表的海水基压裂液，在实际使用过程中，其压裂液体系耐温性不高，仅能满足中低温油藏压裂施工的需要，对于温度高于110°c的油藏，则不适用；同时，现有技术报道中的高温海水基压裂液，最高耐温140°c，所采用的稠化剂是人工合成的聚合物类，如烷基丙稀酰胺等，且人工合成的聚合物类稠化剂在海水中的溶解速度较慢，压裂过程无法实现直接混配并连续施工作业，从而延长了施工周期，工作效率较为低下。
技术实现思路
本专利技术旨在针对上述现有技术所存在的耐高温性差，压裂液无法直接混配并连续施工作业的技术问题，提供了一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，采用本压裂液，稠化剂溶解速度快，可实现直接混配并连续施工，特别适用于海洋高温油气藏压裂施工，同时，本压裂液在150°C，170s—1条件下，连续剪切90min粘度保持在70mPa.s以上。本专利技术是通过采用下述技术方案实现的: 一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于包括: 基液:以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中:稠化剂占0.3%-0.8%，pH调节剂占0.1%-0.3%，助排剂占0.1%-0.5%，余量为海水；交联剂:以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4-0.6% ； 所述的稠化剂是指:瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶。所述海水基压裂液中，还包括有破胶剂:以破胶剂相对于基液的质量分数计，破胶剂占 0.04-0.06%O所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.2%-0.6%的耐温增强剂。耐温增强剂可以是联氨、硫脲、亚硫酸盐等，可有提高稠化剂分子链柔顺性，提高压裂液体系的耐温性能。所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.8%-1.5%的除氧剂，占0.1%-0.3%的杀菌剂，占0.1%-0.5%的粘土稳定剂和占0.1%-0.5%的起泡剂。所述的pH调节剂是三乙醇胺、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠。所述的助排剂是阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂或季铵盐型表面活性剂。所述的交联剂是有机锆交联剂、有机钛交联剂、有机硼锆交联剂、有机硼钛复合交联剂或有机钛锆复合交联剂。所述的破胶剂是过硫酸铵、双氧水、亚硫酸铵或亚硫酸钠等，通高温下发生氧化还原反应，破坏压裂液冻胶结构。所述的除氧剂是硫脲、甲醛或异抗坏血酸等物质。采用除氧剂可有效降低水中溶解氧，提高压裂液体系在高温下的温度稳定性。所述的杀菌 剂为吸附型的非氧化型杀菌剂。如双氯酚、二氧氰基甲烷或异噻唑啉酮。所述的粘土稳定剂是本领域中常用的产品，属季胺类产品，质量指标执行标准Q/SYC-104-2007。所述的起泡剂是本领域中的常用产品，常见的起泡剂有羟基化合物类，醚及醚醇类，吡啶类和酮类，如起泡剂(W-101 )。与现有技术相比，本专利技术所达到的有益效果如下: 一、相对于CN102417814A专利文献为代表的海水基压裂液来说，现有技术中采用人工合成的聚合物类稠化剂，而本基液中的稠化剂采用瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶等植物胶，经实验验证，体系具有良好的耐温耐剪切性能一参见图1和图2。当将植物胶加入海水中配制时，能利用海水的高矿化度抑制储层粘土膨胀；植物胶稠化剂溶解速度快，可实现直接混配、连续施工，特别适用于海洋高温油气藏压裂施工，同样适用于我国中西部淡水缺乏、压裂液配制水矿化度高的地区油气井压裂施工，尤其适用于油气井大规模压裂改造，如水平井分段压裂、体积压裂等，能节约施工成本、缩短施工周期。二、基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中:稠化剂占0.3%-0.8%，pH调节剂占0.1%-0.3%，助排剂占0.1%-0.5%，余量为海水；而在交联时，以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4-0.6%。选取这样特定配方的技术方案，具有如下技术效果: 1、延迟时间可控，满足了不同施工井的要求； 2、该压裂液体系在1501^17084下，连续剪切90min粘度保持在70mPa.s以上。三、所述海水基压裂液中，还加入了 0.04-0.06%的破胶剂，在98°C条件下破胶时间为2h，破胶液粘度< 5mPa.s’因而破胶性能良好。四、所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.2%-0.6%的耐温增强剂，这样，对于现有技术，使其耐高温性得到进一步提高，经实验验证一参见图1和图2，本压裂液具有良好的耐温耐剪切性能(耐温大于150°C)和破胶性能。五、本专利技术中，采用pH调节剂，能进一步调节压裂液体系的pH值，并调整交联体系的交联环境。六、本专利技术中，采用助排剂可有效降低压裂液返排过程中的毛管阻力，提高压裂液的返排效率，减小压裂液对地层的损害。采用交联剂，可有效提高压裂液体系粘度，降低稠化剂用量，增强其携砂性能；采用除氧剂可有效降低水中溶解氧，提高压裂液体系在高温下的温度稳定性；采用杀菌剂可有效抑制基液中细菌生长，防止因稠化剂被细菌降解而造成基液粘度下降。附图说明下面将结合说明书附图和具体实施方式对本专利技术作进一步的详细说明，其中: 图1为海水基压裂液在120°C下的耐温耐剪切曲线图；· 图2为海水基压裂液在150°C下的耐温耐剪切曲线图。具体实施例方式实施例1 作为本专利技术的一较佳实施方式，本专利技术包括: 基液:以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中:稠化剂占0.3%，pH调节剂占0.1%，助排剂占0.1%，余量为海水； 交联剂:以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4 ； 所述的稠化剂是指:瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶。按照上述配方，采用本领域常规的以海水为溶剂的混配方法，将稠化剂加本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于包括：基液：以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中：稠化剂占0.3%?0.8%，pH调节剂占0.1%?0.3%，助排剂占0.1%?0.5%，余量为海水；交联剂：以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4?0.6%；所述的稠化剂是指：瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶。

【技术特征摘要】
1.一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于包括: 基液:以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中:稠化剂占0.3%-0.8%，pH调节剂占0.1%-0.3%，助排剂占0.1%-0.5%，余量为海水； 交联剂:以交联剂相对于基液的质量分数计，交联剂占0.4-0.6% ； 所述的稠化剂是指:瓜尔胶、羧甲基羟丙基瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶、香豆胶或田菁胶。2.根据权利要求1所述的海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于:所述海水基压裂液中，还包括有破胶剂:以破胶剂相对于基液的质量分数计，破胶剂占.0.04-0.06%ο3.根据权利 要求1所述的海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于:所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.2%-0.6%的耐温增强剂。4.根据权利要求1或2或3所述的海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于:所述基液中，以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，还包括有占0.8%-1.5%的除氧剂，占0....

【专利技术属性】
技术研发人员：汪小宇，李勇，郭少儒，王所良，张晓丹，宋振云，薛大伟，李志航，简家斌，黄超，胡忠太，王玉功，王坤，陈迎花，蒋文学，杨发，柴巧玲，邹鸿江，
申请(专利权)人：中国石油集团川庆钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：