本发明专利技术公开了一种应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液。该应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液包括氯化钾、氯化铵、水杨酸钠和水，按重量百分比计：氯化钾占3.0％～5.0％，氯化铵占1.0％～3.0％，水杨酸钠占0.4％～0.6％，水占92.0％～95.0％。本发明专利技术具有优异的破胶能力，破胶后便于返排，减少了对地层的伤害；降滤失系数和滤失速度与胍胶、香豆胶压裂液相近，具有较好的降滤失效果。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及一种应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液。
技术介绍
清洁压裂液作为造缝和携砂的介质，其性能的改进一直是人们研究的课题。自50 年代大规模进行水力压裂以来，压裂液无论从单项添加剂、整体压裂液配方体系的形成、室 内研究仪器设备和方法到现场应用工艺技术等均发生了重大变化，特别是90年代以来，压 裂液体系研究趋于完善，在压裂液化学和现场应用中发挥了重要作用。清洁压裂液，国外是在上个世纪90年代发展起来的，自从1997年khlumberger 公司推出第一个产品J508投入市场以来，就迅速得到了推广，目前用量最大的三个国家和 地区分别是加拿大、墨西哥湾和美国东部。同时国外的学者通过长期致力于粘弹性研究， 极大地丰富了粘弹性理论，为VES的理论研究奠定了基础，得到的粘弹性评价方法为VES压 裂液性能评价指明了方向。国内对清洁压裂液研究较晚，目前主要应用的VES为CTAB和khlumberger的 J508型表面活性剂，存在的问题是CTAB的粘弹效应较为弱，特别是在温度高于60°C时，粘 性会随之大大降低，失去对支撑剂的有效悬浮作用。khlumberger的J508型表面活性剂有 很好的粘弹性，适用的温度较高，由于其配方中添加了某些高温稳定剂，从而将该体系应用 在温度高于100°C的油气井增产作业，但是该配方的成本较CTAB高，使得该体系在国内大 规模应用受到限制。近年来国内也有报道不同配方的VES，使用的温度也有了较大的提高， 但是关于他们的应用报道还很少。从某种角度说原因是由于分子设计中没有很好的考虑到 产品的工业化问题，导致成本太高而制约其应用，另一个重要的原因是由于国内目前对VES 流体的评价方法还不完善，致使对VES有一个误区，那就是应该达到多大的粘弹性才能保 证压裂的正常施工。目前，广泛使用的清洁压裂液体系可分为水基压裂液、泡沫压裂液、油基压裂液和 乳化压裂液。从50年代初到60年代初是以油基压裂液为主。油基压裂液通常由烃类(原 油、柴油)、稠化剂(有机磷酸盐)、交联剂(偏铝酸盐)和破胶剂(强碱弱酸盐)组成，通 过两步交联法，提高了其现场可操作性和耐温能力(达130°C)。它具有与油藏配伍性好， 易返排、低伤害，适合于强水敏、低压储层等优点。同时，也存在安全性差、成本高、耐温能力 较弱和滤失量大等缺点。在60年代初，胍尔胶稠化剂的问世，标志着现代压裂液化学的诞 生。70年代，由于胍尔胶化学改性(如羟丙基胍尔胶HPG、羟基羧甲基胍尔胶CMHPG)的成 功，以及交联体系的完善(由硼、锑发展到有机钛、有机锆)，水基压裂液迅速发展，在压裂 液类型中占主导作用。水基压裂液由聚合物稠化剂(植物胶，如胍尔胶、香豆胶等)、交联 剂、破胶剂、PH值调节剂、杀菌剂、粘土稳定剂和助排剂等组成。具有低廉、安全、可操作性 强、综合性能好、运用范围广等特点，但潜在的问题是损害水敏性储层，以及由于残渣、未破 胶的浓缩胶和滤饼造成的导流能力损害。随着致密气藏的开采和部分低压油井压裂后返排 困难等因素，在80年代泡沫压裂液技术又大规模在现场应用，取代了部分水基压裂液。泡沫压裂液一般由气相和液相组成，气相(一般为70% 75%的C02或N2)以气泡的形式分 散在整个连续相中，液相通常含有表面活性剂或其它稳定剂，加入植物胶稠化剂，可以改善 泡沫压裂液的稳定性。它具有易返排、伤害小和携砂能力强等特点，适合于低压、水敏性储 层，尤其是气藏。乳化压裂液是介于水基与油基之间的压裂液流体，目前常用的是聚合物水 包油乳化压裂液，它是由60% 70%的液态烃(原油或柴油为内相)和30% 40%聚合物 稠化水(植物胶水溶液为外相)组成，具有低滤失、低残渣、粘度高和伤害较小等特点。目 前，压裂液体系仍是以水基压裂液为主(占65% )，泡沫压裂液(占30% )，油基、乳化压裂 液(占5% )共存的局面。其中，在水基压裂液中，硼交联压裂液占40%，钛、锆交联压裂液 占10%，未交联压裂液占15%。20世纪90年代，国外研制出了无聚合物水基压裂液体系一种基于粘弹性表面活 性剂的压裂液，该体系不需化学破胶，排液能力强，压裂液残渣含量几乎为零，基本不改变 油层的润湿性并且能够有效的稳定粘土，使压裂过程中的表皮效应和油层污染更小，甚至 接近零污染，能更有效的提高油井产能，充分达到油气藏压裂的目的。该体系被称之为粘弹 性表面活性剂压裂液，又称之为清洁压裂液。清洁压裂液自1997年在国外投入使用后，就迅速得到推广。目前加拿大用量第 一，墨西哥湾第二，美国东部第三。我国由于在界面化学和表面活性剂合成领域与发达国家 相差较大，清洁压裂液在我国发展还比较缓慢。
技术实现思路
本专利技术的目的为了克服现有技术的不足与缺陷，提供一种应用于油气井的水力压 裂增产技术中的清洁压裂液，该清洁压裂液具有优异的破胶能力，破胶后便于返排，减少了 对地层的伤害，且具有较好的降滤失效果。本专利技术的目的通过下述技术方案实现一种应用于油气井的水力压裂增产技术 中的清洁压裂液，包括氯化钾、氯化铵、水杨酸钠和水，按重量百分比计氯化钾占3.0% 5. 0%，氯化铵占1. 0% 3. 0%，水杨酸钠占0. 4% 0. 6%，水占92. 0% 95. 0%。作为本专利技术的一种优选方案，按重量百分比计氯化钾占4.0%，氯化铵占2.0%， 水杨酸钠占0. 5%，水占93. 5%。作为本专利技术的另一种优选方案，按重量百分比计氯化钾占4.5%，氯化铵占 2. 5%，水杨酸钠占0. 45%，水占92. 55%。作为本专利技术的第三种优选方案，按重量百分比计氯化钾占3.5%，氯化铵占 1. 5%，水杨酸钠占0. 55%，水占94. 45%。上述氯化铵采用十六烷基三甲基氯化铵。综上所述，本专利技术的有益效果是具有优异的破胶能力，破胶后便于返排，减少了 对地层的伤害；降滤失系数和滤失速度与胍胶、香豆胶压裂液相近，具有较好的降滤失效果。具体实施例方式下面结合实施例，对本专利技术作进一步地的详细说明，但本专利技术的实施方式不限于 此。实施例1 本专利技术涉及到一种应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液包括氯化 钾、氯化铵、水杨酸钠和水，各个组分所占的百分比不同将直接影响清洁压裂液的性能，为 了得到不同组分所占百分比对清洁压裂液的性能影响，首先进行的是水杨酸钠加量对氯化 铵水溶液粘度的影响实验该试验在温度为40°C下进行，通过实验结果可知(1)水杨酸钠的加量对氯化铵水溶液的粘度具有很大的影响，随着水杨酸钠加量 的增加，体系粘度先增加后减少，具有一个最优的水杨酸钠加量。(2)随着氯化铵加量的增加，体系粘度也大大增加。(3)氯化铵与水杨酸钠配比不同，体系表观粘度也不同。粘弹性表面活性剂溶液的粘度先随水杨酸钠浓度的增大而增大，并上升到一最大 值，然后又下降，这是因为粘弹性表面活性剂溶液的相态发生的一系列变化所致，即是溶液 从单个游离胶束一球型胶束一蠕虫状胶束一相互缠绕的空间网状结构一层状胶束一囊泡 状胶束，因此溶液的粘度会出现先增加后减小的现象。因此，可以通过调整氯化铵和水杨酸钠的加量来得到不同井温条件下的配方。本 文选取氯化铵浓度为2. 0%的配方作为试验配方，此时，水杨酸钠的最佳用量为0. 5%。然后进行的是氯化钾加量对清洁本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种应用于油气井的水力压裂增产技术中的清洁压裂液，其特征在于，包括氯化钾、氯化铵、水杨酸钠和水，按重量百分比计：氯化钾占３．０％～５．０％，氯化铵占１．０％～３．０％，水杨酸钠占０．４％～０．６％，水占９２．０％～９５．０％。
【技术特征摘要】
【专利技术属性】
技术研发人员：黄友华，
申请(专利权)人：武侯区巅峰机电科技研发中心，
类型：发明
国别省市：90
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