阅读说明：本技术 可直接混配的海水基变黏压裂液及其制备方法 (Directly-mixed seawater-based viscosity-variable fracturing fluid and preparation method thereof ) 是由 陈紫薇 张胜传 李晓娟 贾云鹏 付大其 刘学伟 赵冬华 闫阳 于 2019-07-26 设计创作，主要内容包括：本发明属于压裂液领域,具体涉及一种可直接混配的海水基变黏压裂液及其制备方法。压裂液包括海水基滑溜水压裂液以及海水基高黏滑溜水压裂液；海水基滑溜水压裂液包括下述组分,以海水基滑溜水压裂液总量计,增稠剂占0.05％-0.15％,0.01％-0.03％增效剂,杀菌剂0.1％-0.2％,余量为海水；本发明解决了海上压裂由于储水空间有限,导致压裂规模小,压裂效果不理想的难题。海水资源丰富,压裂施工时现配现用,有效降低了压裂液用水及储运成本,大幅缩短施工周期。(The invention belongs to the field of fracturing fluids, and particularly relates to a seawater-based viscosity-variable fracturing fluid capable of being directly mixed and a preparation method thereof. The fracturing fluid comprises seawater-based slickwater fracturing fluid and seawater-based high-viscosity slickwater fracturing fluid; the seawater-based slickwater fracturing fluid comprises the following components, by weight, 0.05-0.15% of thickening agent, 0.01-0.03% of synergist, 0.1-0.2% of bactericide and the balance of seawater; the invention solves the problems of small fracturing scale and non-ideal fracturing effect caused by limited water storage space in offshore fracturing. The seawater resource is rich, the fracturing fluid can be prepared when in fracturing construction, the water consumption and storage and transportation cost of the fracturing fluid are effectively reduced, and the construction period is greatly shortened.)

可直接混配的海水基变黏压裂液及其制备方法

技术领域

本发明属于压裂液领域，具体涉及一种可直接混配的海水基变黏压裂液及其制备方法。

背景技术

近年来，随着国内海上油气田勘探开发区块低渗储层所占比例逐渐增大，海上油气田压裂逐步向井组压裂、大规模水平井压裂方向发展。海上油气田海水资源丰富，利用海水配制压裂液成本低，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)海水供应充足，海水压裂液尤其适用于海上油气井大规模压裂改造，如水平井分段压裂、体积压裂等。 (2)可实现连续混配、工序简单、能够加快施工进度；(3)节省淡水资源及储运成本；(4)海水的高矿化度可以抑制储层中黏土膨胀，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，授权公告号为CN103215024 B，授权日为2016年1月20日的中国专利文献公开了一种海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液；由以下原料按照重量份数配制而成：稠化剂0.3％-0.8％，pH调节剂占0.1％-0.3％，助排剂占0.1％-0.5％；交联剂占0.4-0.6％；耐温增强剂0.2％-0.6％；除氧剂0.8％-1.5％；杀菌剂0.1％-0.3％，黏土稳定剂 0.1％-0.5％和起泡剂0.1％-0.5％和破胶剂0.04-0.06％。其中所采用的稠化剂是：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；所采用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pH调节剂是三乙醇胺、碳酸钾、碳酸钠、碳酸氢钠或氢氧化钠。耐温增强剂为联氨、硫脲或亚硫酸盐；除氧剂是除氧剂是硫脲、甲醛或异抗坏血酸。压裂液耐温150℃。

《一种适用于160℃地层温度的高温海水基压裂液及其制备方法》授权公告号CN103131405 B，授权公告日为2015年3月25日，由以下重量份的各原料配制而成：海水96-98份；稠化剂0.5-1.0份；螯合调节剂0.8-1.5份；温度稳定剂0.3-1.0份；表面活性剂0.1-0.5份；破胶剂0.01-0.05份；交联剂 0.5-1.5份。其压裂液性能指标见表1。

表1

这种压裂液需添加螯合剂，克服二次沉淀造成的伤害，增加了施工成本；配制复杂、配制过程条件要求高；所述稠化剂为羟乙基羧甲基磺酸基瓜尔胶，溶胀时间长，不能满足连续混配的要求；所述海水基压裂液初始黏度高，导致施工摩阻高，不能适用深井压裂。

《海水基压裂液》授权公告号CN 103275692 A，授权公告日为2013年9月 4日，由以下重量份的各原料配制而成：海水96-98份；稠化剂0.3-0.6份；助排剂0.1-1.0份；黏土稳定剂0.5-3.0份；0.01-0.1份杀菌剂；破胶剂0.1-0.8 份；交联剂0.2-0.8份。其压裂液性能指标见表2：

表2

这种压裂液所述稠化剂是甜菜碱型两性瓜胶，所述交联剂是氯化铝，在中性或酸性条件下可交联，避免海水组分对液体性能的影响。但在使用过程中，其压裂液耐温性能差，仅能满足中低温油藏压裂施工的需要，不能适用于高温油藏压裂施工。

《海水基压裂液及其制备方法》授权公告号CN 102417814 B，授权公告日为2013年7月10日，由以下重量份的各原料配制而成：海水46.5-64份；脱盐海水35-50分；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0.1-0.8份。其压裂液性能指标见表3：

表3

这种压裂液需对海水进行脱盐处理，不能经过滤直接使用；所述稠化剂是人工合成的聚合物类，溶胀时间长，不能满足连续混配的要求；耐温性能差，仅能满足中低温油藏压裂施工的需要，不能适用于高温油藏压裂施工。

目前海水压裂液主要包括添加螯合剂、屏蔽剂的改性瓜胶压裂液、聚合物压裂液和VES清洁压裂液三类。在应用性能方面，三类海水基压裂液均为交联压裂液，不适用于大规模体积压裂；改性瓜胶压裂液添加剂浓度高、清洁程度差、成本高、配制条件要求高；聚合物压裂液不能实现海水直接配制，需要部分脱盐；清洁压裂液，稠化剂为表面活性剂，耐温性能差、成本高，不能满足高温储层压裂施工的需要。在现场配制工艺方面，改性瓜胶压裂液和聚合物压裂液增稠剂为固体，需要较长的溶胀时间，海上风浪大，连续混配撬无法对固体添加剂准确称重，不能实现海洋压裂直接连续混配。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术中的缺陷，提供一种可直接混配的海水基变黏压裂液及其制备方法。

本发明为实现上述目的，采用以下技术方案：

一种可直接混配的海水基变黏压裂液，包括海水基滑溜水压裂液以及海水基高黏滑溜水压裂液；

所述的海水基滑溜水压裂液包括下述组分，以海水基滑溜水压裂液总量计，增稠剂占0.05％-0.15％，0.01％-0.03％增效剂，杀菌剂0.1％-0.2％，余量为海水；

海水基高黏滑溜水压裂液包括下述组分，以海水基高黏滑溜水压裂液总量计，增稠剂占1％-2％，增效剂占0.01％-0.03％，助排剂占0.3％-0.5％，杀菌剂 0.1％-0.2％，破胶剂占0.05％-0.1％，余量为海水。

所述的海水基滑溜水压裂液黏度1.5-3.0mPa.s，降阻率不小于70％。

所述的海水基高黏滑溜水压裂液黏度不小于20mPa.s，降阻率不小于70％。

所述的增稠剂为反相乳液型聚丙烯酰胺。

所述增效剂是可生物降解的亚氨基二琥珀酸钠盐。

所述助排剂是烷基苷表面活性剂。

所述杀菌剂是十二烷基苄基氯化铵。

所述破胶剂是过硫酸铵或过硫酸钾。

所述的海水基滑溜水压裂液以及水基高黏滑溜水压裂液采用下述方式制备：组分量海水加入混调器中，调电压50V～55V，同时加入其他组分试剂，混调器高速搅拌90-120s即得。

与现有技术相比，本发明的有益效果是：

(1)本发明解决了海上压裂由于储水空间有限，导致压裂规模小，压裂效果不理想的难题。海水资源丰富，压裂施工时现配现用，有效降低了压裂液用水及储运成本，大幅缩短施工周期。为海洋低渗油气田大规模井组压裂提供了技术手段。

(2)本发明解决了现有技术添加种类多，成本高、无法用海水直接配制的难题。提供了一种无需加入交联剂的变黏海水基滑溜水压裂液。反向乳液聚丙烯酰胺分子中的基团以及分子链之间存在缔合作用，形成三维结构，具有优良的增黏能力，但海水中的二价离子破坏了这种缔合作用，导致反向乳液聚丙烯酰胺溶胀时间长，黏度下降50％以上。为此加入增效剂，大幅降低二价离子对其溶解时间和黏度的不利影响；加入烷基苷助排剂，使其与反向乳液聚丙烯酰胺大分子产生协同作用，进一步提高增稠剂在海水中的黏度。通过加入上述两种添加剂，使反向乳液聚丙烯酰胺在海水的性能接近其在清水中的性能指标，满足海水配制要求。

(3)本发明解决了现有技术增稠剂为固体，溶胀时间长；海上风浪大，采用称重计量的连续混撬难以准确计量，无法实现直接连续混配的技术难题。只需通过浓度改变即可配制用于压裂缝网阶段的海水基滑溜水压裂液，以及用于压裂主裂缝阶段的海水基高黏滑溜水压裂液，无需增加任何配液设备，配制工艺简单。所有添加剂全部为液体添加剂，采用体积计量，实现海洋压裂时压裂液直接混配。

(4)本发明应用亚氨基二琥珀酸钠盐作为增效剂。亚氨基二琥珀酸钠盐可生物降解，28天后可降解99％。COD约为225mgO2/g,BOD7大于120mgO2/g，对环境及动植物无毒性，是一种新型环保高效的碱性鳌合剂，配伍性优异，鳌合力极好。有效降低了海水中二价金属离子对乳液聚合物增稠剂溶胀的影响，与增稠剂、助排剂、杀菌剂配伍性好，大幅提高了压裂液的耐盐能力及各项项性能指标。

(5)所述海水基高黏压裂液，在130℃，170s^-1下，连续剪切60min，黏度保持在20mPa以上，满足大规模压裂的需要。

具体实施方式

为了使本技术领域的技术人员更好地理解本发明的技术方案，下面结合最佳实施例对本发明作进一步的详细说明。

实施例1：海水基滑溜水压裂液的制备：以制备形成的海水基滑溜水压裂液总溶液质量计，用量筒量取99.79kg海水加入混调器中，调电压50V～55V，同时加入0.1kg反相乳液型聚丙烯酰胺增稠剂、0.01kg可生物降解的亚氨基二琥珀酸钠盐和0.1kg杀菌剂十二烷基苄基氯化铵，混调器高速搅拌90s，即得所述海水基滑溜水压裂液。海水基滑溜水压裂液性能如表1示出：

表1

实验项目	实验结果
		pH	7-8
表观黏度，mPa·s	1.5-3.0
		配伍性	无絮凝现象，无沉淀
降阻率％	72

海水基高黏压裂液的制备：以制备形成的海水基高黏压裂液总溶液质量计，量取98.18kg海水加入混调器中，调电压50V～55V，同时加入1.5kg反相乳液型聚丙烯酰胺增稠剂、0.02kg增效剂、0.3kg助排剂，0.05kg破胶剂，即得所述海水基高黏压裂液。

对比例1(现有技术)：取海水98.2kg，加入混调器中，调电压50V～55V，先加入增稠剂0.8kg，助排剂0.5kg，杀菌剂0.1kg，混调器高速搅拌12min；再加入交联剂0.3kg和破胶剂0.1kg，搅拌至旋涡闭合,即得高黏滑溜水压裂液。所述的增稠剂为液体改性聚丙烯酰胺。所述的助排剂为氟碳表面活性剂。所述的杀菌剂为十二烷基二甲苄基氯化铵。所述的交联剂为有机锆交联剂。所述破胶剂是过硫酸铵。表2示出海水基高黏压裂液性能指标。

表2

现有技术溶胀时间长12min，不能满足连续混配的需要；残渣含量高，大大增加了对储层污染的可能性，且压裂液耐温能力低。对比数据表明，本发明的变黏海水基滑溜水压裂液通过各添加组份的协同作用，有效解决了这一问题，具有溶胀速度快，残渣含量低，耐温性能好的特点，针对海洋低渗油气田具有广阔的应用前景。

以上内容仅为本发明的较佳实施例，对于本领域的普通技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。