[发明专利]一种防冻清洁压裂液及其制备方法

说明书

本发明所述防冻清洁压裂液，包括的组分及各组分的质量百分比如下：表面活性剂2.0～15.0％，水溶性盐1.0～20.0％，醇28.0～55.0％，水36.0～55.0％。根据所选用的表面活性剂的不同，将本发明所述清洁压裂液分为两种。第一种防冻清洁压裂液，各组分及各组分的质量百分比为：表面活性剂2.0～5.0％，水溶性盐2.0～20.0％，醇28.0～55.0％，水38.0～55.0％，所述表面活性剂为疏水尾链为不饱和二十二碳烃基链的两性离子表面活性剂中的至少一种。第二种包含的组分及各组分的质量百分比为：表面活性剂9.0～15.0％，水溶性盐3.0～15.0％，醇33.0～52.0％，水36.0～50.0％，所述表面活性剂为疏水尾链为不饱和十八碳烃基链的两性离子表面活性剂中的至少一种。本发明在保证压裂液性能的同时，降低压裂液凝固点，提高耐低温使用性能，使得在低于零度工作环境下仍能安全使用。

技术领域

本发明属于油田化学及压裂增产技术领域，特别涉及一种适用于严寒地区油气藏开发的耐低温防冻清洁压裂液体系。

背景技术

随着油气藏开发不断进行，油气产量逐渐降低，实施水力压裂是提高油气井产能和油藏采收率的重要增产措施。水力压裂是指利用地面高压设备，通过油、气井筒向地层注入超过地层吸收能的具有一定携砂能力的黏弹性流体(即压裂液)，当地层压力超过破裂压力时就会产生具有一定导流能力的裂缝，当撤掉地面压力后，压裂液所携带的砂粒支撑裂缝，保证油、气流动通道，从而实现油气井增产目的。

压裂施工的效果取决于多个因素，例如地面压力、地层环境等，其中压裂液的性能是关键。压裂液需要具有较高的黏度才能够有效携带支撑剂，而当压裂液到达目的层后，又需要其在一定时间内快速破胶以保证最大限度地返排到地表，从而降低对储层的伤害。基于包括天然植物胶和合成聚合物的压裂液，是目前国内外应用得最为广泛的的体系。然而，聚合物溶解性较差、溶解耗时较长、水不溶物多，且易形成“鱼眼”，极大降低了聚合物的利用率。另一方面，对于聚合物压裂液，通常是在压裂液中加入过氧化物作为破胶剂。当压裂液到达一定深度的地层后，在高温和过氧化物的作用下，聚合物分子链逐渐断裂，导致快速破胶。然而在井深较浅的情况下，井温通常也较低，破胶时间较长或者难以破胶，很容易造成压裂液返排困难。这种情况会对储层造成极大的伤害，不仅达不到增产目的，还可能降低产能。此外，聚合物尤其是天然聚合物的压裂液通常需要在泵入前交联形成凝胶，以确保良好的携砂性能，但该类凝胶在地表所需要的泵注压力较高，而且进入地层后难以完全破胶，所留下的残渣会对储层造成伤害。

基于黏弹性表面活性剂的清洁压裂液则能够避免上述问题。相对于聚合物而言，表面活性剂的分子量极低，因此溶解性较好，不会产生水不溶物，且表面活性剂压裂液遇到地层中的油或气后会自动破胶，导致黏度急剧降低，不会对地层造成伤害。因此，近年来黏弹性表面活性剂清洁压裂液的研究越来越多。

冬天严寒地区的水力压裂施工已成为国内外部分油田的棘手问题。这些地区冬天气温普遍在0℃以下，甚至低至-30℃。而常规的压裂液体系，无论是清洁压裂液还是聚合物压裂液，其主要成分都是水，虽然赋予了压裂液较好的黏弹性，但这也会导致其凝固点(结冰的温度)较高，在低温环境因结冰而无法施工的困难。压裂液结冰后不仅容易造成冻堵，增加施工危险系数，而且还会增加压裂液的配液“富作量”，浪费大量的压裂液。如位于我国苏里格地区的苏里格气田冬季平均气温通常低于-10℃，其大型水平井压裂需要大量的压裂液，配液耗时久，压裂液会结冰堵死阀门，导致施工无法进行。要解决压裂液结冰问题，一是给液罐加保温层，包裹厚重的防寒材料，如岩棉、玻璃棉、聚氨酯发泡瓦块等，但这种方法仅能够起到短时的保温作用，耐寒能力有限。二是给压裂液加热，但这种方法耗时长，且耗能大、不能大规模应用。上述两种方法都难以解决严寒地区油气田的压裂施工问题，只有大幅度降低压裂液凝固点，研制耐低温防冻压裂液才能从根源上解决这一难题。

发明内容

本发明的目的在于针对现有技术的不足，提供一种防冻清洁压裂液及其制备方法，在保证压裂液性能的同时，降低压裂液凝固点，提高耐低温使用性能，使得在低于零度工作环境下仍能安全使用。