本发明专利技术涉及一种自生热生气清洁压裂液；该压裂液所用原料及各组分的质量百分比配比：稠化剂0.2～0.5％、结构增强剂2～4％、生热剂A2～15％、生热剂B?2～10％、结构增强剂溶剂2％、生热催化剂1～5％，助排剂0.1～1％、破胶剂0.05～1.0％、破胶助剂0.05～0.15％、余量为水；该压裂液具有良好的耐温耐剪切性能，携砂性能，它能自动生热生气，使压裂液在地层泡沫化，低滤失性，破胶可通过常规的过硫酸盐和地层油、气、水双重破胶方式，可实现压后快速返排并大幅度提高低压油、气井的自喷返排效果，无残渣，低伤害，可用于中浅层高凝油、原油粘度偏稠、低压低渗透油气藏储层压裂改造。
【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及一种用于油、气井的压裂增产工艺中所使用的压裂液，具体涉及一种自生热生气清洁压裂液。
技术介绍
中浅油层高凝油，原粘度偏稠，低压低渗透油气藏的储层压裂改造所采用的泡沫压裂液使用的氮气、二氧化碳需采用专用设备进行运输及泵送，设备费用高，施工程序复杂，管路摩阻高，泵压高，易结冰堵塞管线，泄漏出的氮气、二氧化碳可能造成施工人员冻伤，故其施工风险高，因此在储层压裂改造的使用中受到限制；使用常规的水基胍胶压裂液，固有的残渣将堵塞一部分流动通道，从而降低裂缝的导流能力，因此常出现压裂效果滞后或不能达到预期产量的现象，造成压裂施工增产效果较差，有效率降低，增产有效期短。·如何解决中浅油层高凝油，原粘度偏稠，低压低渗透油气藏的储层压裂改造问题，国内外开始研发自生热生气压裂液体系。目前自生热生气压裂液体系是在常规的水基改性胍胶压裂液的基础上，添加一定量的亚硝酸钠、氯化铵、盐酸及腐蚀剂，亚硝酸钠和氯化铵是生热剂，当它们在催化剂盐酸存在的条件下混合时，生热生气，产生的气体分布于液体中形成类似于泡沫压裂液性能，但所含残渣量不能有效降低，其伤害高，影响压裂效果，国内外专家将生热化学反应引入到粘弹性表面活性剂压裂液体系中，无残渣，低伤害，但其破胶需借助地层油、气、水，破胶时间长，不能实现压后快速返排。因此通过将化学生热生气反应引入到水溶性疏水缔合聚合物与粘弹性表面活性剂复配形成的自生热生气压裂液体系，可通过采用常规的过硫酸盐和地层油、气、水双重作用破胶，这种自生热生气压裂液体系可有效的解决改性胍胶自生热生气压裂液体系的残渣问题，同时可解决快速破胶及提高自喷返排能力等问题。
技术实现思路
本专利技术的目的在于提供一种可用于中浅油层高凝油，原油粘度偏稠，低压低渗透油气藏的储层压裂改造所需的自生热生气清洁压裂液。本专利技术所述的一种自生热生气清洁压裂液，是如下成份及重量百分比的混合物水溶性疏水缔合聚合物，具有如下式所示分子结构 O C16H33OC COONa广3~^H2C—CH ^H2C—CH ^~^H2C—CH ^~^H2C—CH^-^H2C—CH ^ ( I ) CH2SO3Na COONaCONH2COOCH2CH2NMeCI式中，m = 17 35，n = 5 10，0 = 50 80，P = I 5，聚合物的分子量为600万 1200万，O. 2 O. 5% (专利申请号=201010162800. 5)，阳离子表面活性剂2 4%，氯化铵2 15%，亚硝酸钠2 10%，甲醇2%，甲醛I 10%，助排剂O. I 1%，过硫酸铵或过硫酸钠O. 05 I. 0%，亚硫酸钠O. 05 O. 15%，余量为水。上述的水溶性疏水缔合聚合物为稠化剂，用于提高水溶液的粘度；阳离子表面活性剂为16 18烷基-3-甲基氯化铵中的任一种，氯化铵用作反离子剂，它可使阳离子表面活性剂与水溶性疏水缔合聚合物水溶液形成分子空间网架结构，而使得其压裂液具有携砂性能；同时它和亚硝酸钠共同作为化学生热生气反应的生热剂；甲醇用作阳离子表面活性剂的溶剂；甲醛用作化学生热生气反应的催化剂；助排剂为1，3-二烷基氯化铵-2-丙醇，其中烷基为1-4个碳原子的脂肪烃链或十二烷基三甲基氯化铵中的一种，用于降低压裂液破胶液的表面张力，促进其返排；过硫酸铵或过硫酸钠用作破胶剂，用来使压裂液破胶，保证施工后压裂液破胶彻底；亚硫酸钠用作破胶助剂，用来促使压裂液破胶。本专利技术具有如下有益效果本专利技术与现有技术相比具有如下特点 (I)低滤失性能该压裂液体系产生的细微泡沫具有类似粉砂的降滤失效果。(2)低伤害性同现有的使用改性胍胶自生热压裂液相比，该压裂液体系无残渣；该压裂液体系放出的高温气体能够进入液体进不去的孔隙，冲散“架桥”，破坏毛细阻力，解放出油流孔隙，提高渗流能力。(3)携砂性能好通过阳离子表面活性剂与水溶性疏水缔合聚合物水溶液建立分子空间网架结构携砂，比常规的胍胶压裂液体系依靠高粘度携砂具有更优的携砂稳定性倉泛。(4)剪切稀释性好受剪切作用发生稀释，剪切作用停止后，结构恢复，粘度亦恢复。(5)破胶方式可选破胶即可采用过硫酸盐打断水溶性疏水缔合聚合物链破坏其与表面活性剂的缔合结构，达到破胶效果，又可采用与有机烃(煤油)接触，煤油会增溶在“复合”胶束中，影响溶液的带电环境，破坏胶束结构，从而降低溶液的粘度。附图说明图I :西泉11井自生热生气清洁压裂液流变性能2 W8705井自生热生气清洁压裂液流变性能图具体实施例方式实施例I :西泉11井实施改造的层位I\j 3133. 0-3177. 0m,目的层温度83°C，采用该自生热生气清洁压裂液体系，压裂液的配置方式如下(I)将氯化铵4%，亚硝酸钠3. 5%，亚硫酸钠O. 1%，1，3_ 二烷基氯化铵-2-丙醇I %依次加入到盛有IOOOmL自来水的吴茵混调器中，使其混调器在600r/min左右的转速下高速搅拌5min左右，使其形成均勻的溶液,再向其中加入水溶性疏水聚合物3g,以600r/min左右的转速高速搅拌IOmin左右,使其形成均匀的溶液，倒入烧杯中加盖，常温放置5小时，使其基粘度趋于稳定。(2)将18烷基-3-甲基氯化铵25%，甲醛10%，甲醇20%，其余为水加入到吴茵混调中，以600r/min左右的转速高速搅拌2min左右，使其形成IOOmL均匀溶液，常温放置备用。(3)将步骤(I)与步骤(2)所得溶液按体积比=10 I混合均匀，即制得本专利技术的压裂液。现场配制压裂液730m3。基液粘度19. 852mP. s，流变实验结果见图I。目的层为T1j :3170-3177m，施工中泵入自生热生气清洁压裂液253. 3m3，前置液101. lm3，携砂液141. Om3，施工中加粒径O. 45-0. 9mm的中密度高强陶粒25m3，平均加砂比17. 33 % ;目的层为T1J 3133. 0-3149. Om,施工中泵入自生热清洁压裂液303. 5m3，前置液123. Im3,携砂液169. 4m3,设计加砂量35m3，施工中加粒径O. 45-0. 9mm的中密度高强陶粒35m3，平均加砂比20. 66 %，压后关井2小时后返排，返排率约98 %，日产液32t/d，返排液粘度I. SlmPa. S，压裂取得成功，表明该自生热生气清洁压裂液满足压裂施工液体要求。实施例2 W8705井实施改造的层位=T2K2 =1210. 0-1238. Om,目的层温度为35. 2°C，采用该自生热生气清洁压裂液体系，压裂液的配置方式如下(I)将氯化铵5%，亚硝酸钠4. 5%,亚硫酸钠O. 1%，1，3_ 二烷基氯化铵-2-丙醇I %依次加入到盛有IOOOmL自来水的吴茵混调器中，使其混调器在600r/min左右的转速下高速搅拌5min左右,使其形成均勻的溶液，再向其中加入水溶性疏水聚合物2. 5g，以600r/min左右的转速高速搅拌IOmin左右，使其形成均匀的溶液，倒入烧杯中加盖，常温放置5小时，使其基粘度趋于稳定。(2)将18烷基-3-甲基氯化铵20%，甲醛10%，甲醇20%其余为水加入到吴茵混调中，以600r/min左右的转速高速搅拌2min左右，使其形成IOOmL均匀溶液，常温放置备用。(3)将步骤(I)与步骤(2)所本文档来自技高网...
【技术保护点】
一种自生热生气清洁压裂液，其特征在于：压裂液所用原料及各组分的重量百分比如下：稠化剂0.2～0.5％，用水溶性疏水缔合聚合物，具有如下式所示分子结构：式中，m＝17～35，n＝5～10，O＝50～80，P＝1～5，聚合物的分子量为600万～1200万；结构增强剂2～4％，为阳离子表面活性剂16～18烷基?3?甲基氯化铵中的任一种；生热剂A，2～15％，为氯化铵；生热剂B，2～10％，为亚硝酸钠；结构增强剂溶剂2％，为甲醇；生热催化剂1～10％，为甲醛；助排剂0.1～1％，为1，3?二烷基氯化胺?2?丙醇，其中烷基为1?4个碳原子的脂肪烃链或十二烷基三甲基氯化铵中的一种；破胶剂0.05～1.0％，为过硫酸钠或过硫酸铵中的一种，或是囊芯为过硫酸钠或过硫酸铵的胶囊破胶剂；破胶助剂0.05～0.15％，为亚硫酸钠；余量为水。FDA0000084596480000011.tif
【技术特征摘要】
【专利技术属性】
技术研发人员：潘竟军，王佳，怡宝安，罗天雨，袁文义，韩晓强，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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