专利名称：海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液的制作方法
技术领域：
本发明涉及交联冻胶压裂液技术领域，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。
背景技术：
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，其中与本发明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。
发明内容
本发明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。本发明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，本发明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、本发明中，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、本发明中，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。
下面将结合说明书附图和具体实施方式
对本发明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
作为本发明的一较佳实施方式，本发明包括:
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，将稠化剂加入海水中，搅拌5分钟后再加入pH调节剂，助排剂，然后加入交联剂后形成压裂液。实施例2
作为本发明的另一较佳实施方式，本发明包括:
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0.8%，pH调节剂占
0.3%，助排剂占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0.6% ；
其余同实施例1。实施例3
作为本发明的最佳实施方式，本发明包括:
基液:以制备形成的海水基压裂液总溶液质量计，其中:0.5%的稠化剂、1%的除氧剂、
0.4%的耐温增强剂、0.2%的pH调节剂、0.2%的杀菌剂、0.3%的粘土稳定剂、0.3%的助排剂、
0.3%的起泡剂(或破乳剂)，和余量的海水；
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。
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% ；
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%。所述耐温增强剂为联氨、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。所述的破胶剂可以是过硫酸铵、双氧水、亚硫酸铵或亚硫酸钠。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。所述的杀菌剂是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 )。实施例4一具体验证实例一 在96.50g海水中加入0.5g改性瓜胶HPG，用吴茵搅拌器搅拌5min。加入0.1gpH调节齐U、1.0g除氧剂、0.3g耐温增强剂、加入0.1g杀菌剂、0.1g粘土稳定剂、0.2g助排剂、0.3g起泡剂，按交联比100:0.5加入交联剂，不断搅拌，所得的交联冻胶压裂液交联时间为80s。该压裂液具有很好的耐温耐剪切性能，在120°C、170s-l下，连续剪切90min粘度保持在IOOmPa.s以上，其流变曲线如图1所示。加入0.05g破胶剂，98°C条件下破胶时间为2h，破胶液粘度4.7mPa.S。实施例5—具体验证实例二
在96.05g海水中加入0.65g改性瓜胶HPG，用吴茵搅拌器搅拌5min。加入0.2gpH调节剂、1.0g除氧剂、0.4g耐温增强剂、0.1g杀菌剂、0.1g粘土稳定剂、0.2g助排剂、0.3g起泡剂，按交联比100:0.6加入交联剂，不断搅拌，所得的交联冻胶压裂液交联时间为70s。该压裂液具有很好的耐温耐剪切性能，在150°C、170s-l下，连续剪切90min粘度保持在70mPa.s以上。其流变曲线如图2所示。加入0.06g破胶剂，98°C条件下破胶时间为2h，破胶液粘度4.9mPa.S。
权利要求
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%ο
3.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0.1%-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。
5.根据权利要求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:所述耐温增强剂为联氨、硫脲或亚硫酸盐。
6.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。
7.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。
8.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。
9.根据权利要求2所述的海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于:所述的破胶剂是过硫酸铵、双氧水、亚硫酸铵或亚硫酸钠。
10.根据权利要求4所述的海洋高温油气藏压裂用海水基压裂液，其特征在于:所述的除氧剂是硫脲、甲醛或异抗坏血酸。
全文摘要
本发明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。
文档编号C09K8/68GK103215024SQ201310154769
公开日2013年7月24日 申请日期2013年4月28日 优先权日2013年4月28日
发明者汪小宇, 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 申请人:中国石油集团川庆钻探工程有限公司