RU2698784C2 - Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener - Google Patents
Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698784C2 RU2698784C2 RU2018132818A RU2018132818A RU2698784C2 RU 2698784 C2 RU2698784 C2 RU 2698784C2 RU 2018132818 A RU2018132818 A RU 2018132818A RU 2018132818 A RU2018132818 A RU 2018132818A RU 2698784 C2 RU2698784 C2 RU 2698784C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid
- formula
- compound
- propyl
- paragraphs
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к системе для загущения растворов кислот на основе ПАВ, способу загущения кислот и применению загущенного раствора кислоты в технологии осуществления гидравлического разрыва пласта.The present invention relates to a system for thickening surfactant-based acid solutions, a method for thickening acids, and using a thickened acid solution in a hydraulic fracturing technique.
Уровень техникиState of the art
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают пропант – гранулообразный расклинивающий материал, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Тем самым обеспечивается связь дальних зон пласта со стволом скважины.Hydraulic fracturing (Fracturing) consists in the formation and expansion of cracks in the reservoir during the creation of high pressures at the bottom of the fluid pumped into the well. Propant, a granular proppant, is injected into the cracks that are formed so that the crack does not close after relieving pressure. This ensures the communication of the far zones of the formation with the wellbore.
Реологические характеристики стандартных загущенных кислотных систем не позволяют удерживать трещину ГРП и переносить пропант. Для решения задачи кислотного ГРП (КГРП) с пропантом реализуется технология чередования пачек водного гуарового геля с добавлением пропанта в водные пачки, буферных стадий с последующей закачкой кислотных пачек. В этой технологии гуаровый гель с пропантом раскрывает и удерживает трещину, а следующая за ней пачка кислоты протравливает созданную трещину. Основная задача, которая преследуется в «классической» технологии кислотного ГРП, - это создание связей с дальней зоной пласта путем закачки кислоты в качестве основной рабочей жидкости. Стадийные закачки пропанта используют для раскрытия и удержания трещины, позволяя кислоте проходить дальше и обрабатывать пласт.The rheological characteristics of standard thickened acid systems do not allow to hold the fracture and transfer proppant. To solve the problem of acid fracturing (HGR) with proppant, a technology of alternating packs of aqueous guar gel with the addition of proppant to water packs, buffer stages with subsequent injection of acid packs is implemented. In this technology, a guar gel with proppant opens and holds a crack, and the next pack of acid etches the created crack. The main task pursued in the “classical” acid fracturing technology is to create bonds with the far zone of the formation by injecting acid as the main working fluid. Proppant stage injections are used to open and hold a crack, allowing acid to pass on and process the formation.
Также при кислотной обработке часто требуется повышать вязкость кислотного раствора. Это необходимо для того, чтобы понизить кинетику кислотной обработки, сократить потери кислоты при обработке, обеспечить эффективность переноса пропанта, а также для контроля размеров трещин и т.п.Also, in acid treatment, it is often necessary to increase the viscosity of the acid solution. This is necessary in order to reduce the kinetics of acid treatment, reduce acid loss during processing, ensure the efficiency of proppant transfer, as well as to control the size of cracks, etc.
Данная технология имеет ряд недостатков, главными из которых являются следующие: This technology has several disadvantages, the main of which are the following:
1. Водный гель содержит в своем составе полимерный загеливатель, например, полисахарид гуар, который даже при разрушении поперечных и линейных связей брейкером или кислотой, образует нерастворимый осадок, который не полностью удаляется и загрязняет трещину/пласт, ухудшая проницаемость в зонах обработки. 1. The water gel contains a polymer thickener, for example, guar polysaccharide, which even when the cross and linear bonds are broken by a breaker or acid, forms an insoluble precipitate that is not completely removed and contaminates the fracture / formation, impairing permeability in the treatment zones.
2. Поскольку водный гель при контакте с кислотой разрушается, увеличивается вероятность преждевременного прекращения закачки, вызванное закупоркой (СТОП), уменьшается глубина проникновения кислоты.2. Since the water gel breaks upon contact with acid, the likelihood of prematurely stopping the injection caused by blockage (STOP) increases, the depth of penetration of the acid decreases.
3. Необходимость применения большого количества разнообразных жидкостей, большого количества техники и емкостного парка для замешивания пачек и реализации данной технологии.3. The need to use a large number of various liquids, a large number of equipment and a capacitive park for kneading packs and the implementation of this technology.
Для устранения указанных выше недостатков были разработаны системы и композиции загустителей кислоты на основе ПАВ, не содержащие полимерные соединения. To eliminate the above disadvantages, systems and compositions of surfactant-based acid thickeners have been developed that do not contain polymer compounds.
Так, в патенте США US8895481 B2 описан способ обработки подземного пласта путем введения вязкоэластичной кислотной текучей среды, содержащей:
(i) 0,5-5,5 % масс. цвиттерионного ПАВ формулы
(i) 0.5-5.5% of the mass. zwitterionic surfactant formula
в частности следующей бетаиновой структуры
где n равно 3, р равно 1, и R представляет собой C17 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-30 или R представляет собой C21 углеводородный радикал для ПАВ BET-O-40;
(ii) более 15 % масс. кислоты, такой как соляная кислота, и
(iii) усилитель реологических свойств.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.where n is 3, p is 1, and R is a C17 hydrocarbon radical for BET-O-30 surfactant or R is a C21 hydrocarbon radical for BET-O-40 surfactant;
(ii) more than 15% of the mass. acids such as hydrochloric acid, and
(iii) an rheological enhancer.
It is indicated that the fluid may additionally carry proppant.
Изобретение, описанное в патенте США US 7527102 B2, относится к способу направленного введения кислоты в подземный пласт путем закачивания загеленной вязкоэластичной текучей среды, содержащей:
(i) ПАВ, в частности на основе четвертичных солей аммония или бетаинов формулы
(i) Surfactants, in particular based on quaternary ammonium salts or betaines of the formula
где R в частности представляет собой С8-24 алкиламидогруппу, и
R` независимо представляет собой С1-6 алкил; и
(ii) кислоту, такую как соляная кислота.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант и растворитель, такой как спирты. При этом следует отметить, что в указанном источнике в качестве обязательного компонента композиции указан брейкер.where R in particular represents a C8-24 alkylamino group, and
R` independently represents C1-6 alkyl; and
(ii) an acid such as hydrochloric acid.
It is indicated that the fluid may additionally carry proppant and a solvent such as alcohols. It should be noted that in the indicated source, a breaker is indicated as a mandatory component of the composition.
В публикации WO 2003054352 A1 описан способ обработки подземного углеводородного
пласта путем введения загеленной кислотной текучей среды, содержащей ПАВ на основе
бетаинового соединения формулы
formation by introducing a gelled acidic fluid containing surfactant based
betaine compounds of the formula
и кислоту, такую как соляная кислота. Указано, что текучая среда может дополнительно включать растворитель, такой как метанол.and an acid such as hydrochloric acid. It is indicated that the fluid may further include a solvent, such as methanol.
В патенте США US6844297 B2 описан способ гидроразрыва пласта с использованием
вязкоэластичной композиции текучей среды, включающей:
(i) ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
viscoelastic fluid composition, including:
(i) Surfactants based on quaternary ammonium salts of the formula
где, в частности R1 и R2 представляют собой метил, этил, пропил и
изопропил, и R3 представляет собой группу С12-22;
(ii) кислоту, в том числе соляную, и
(iii) низкомолекулярный растворитель.
Указано, что текучая среда может дополнительно нести пропант.where, in particular, R1 and R2 are methyl, ethyl, propyl and
isopropyl, and R3 represents a group C12-22;
(ii) acid, including hydrochloric, and
(iii) a low molecular weight solvent.
It is indicated that the fluid may additionally carry proppant.
В патенте US 7776798 B2 (а также других патентах того же заявителя US 7358215 B1 и EP
2000959792) описаны композиции ПАВ на основе четвертичных солей аммония формулы
2000959792) describes surfactant compositions based on quaternary ammonium salts of the formula
в частности соединений формулы
где согласно конкретному примеру реализации изобретения y равен 1, R представляет собой эруцил, R2, R3 и R4 представляют собой метил; для применения в качестве загустителя нефтепромысловых текучих сред. Указано, что такие композиции загущены в достаточной степени для того, чтобы поддерживать пропант во взвешенном состоянии. Также указанные композиции могут необязательно содержать спирты и неорганические кислоты.where according to a specific embodiment of the invention, y is 1, R is erucil, R2, R3 and R4 are methyl; for use as a thickener for oilfield fluids. It is indicated that such compositions are sufficiently thickened in order to maintain the proppant in suspension. Also, these compositions may optionally contain alcohols and inorganic acids.
В международной патентной заявке WO 2014137477 А1 описан способ обработки зоны подземного пласта, пронизываемого стволом скважины, который включает в себя этапы:
(А) приготовление текучей среды для обработки, содержащей:
(i) воду;
(ii) сильную кислоту; а также
(iii) разветвленное вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее гидрофобную часть с общим количеством от 16 до 20 атомов углерода;
где рН обрабатывающей жидкости составляет менее 0,5; а также где вязкость обрабатывающей жидкости составляет менее 5 сП при 40 с-1;
(Б) введение обрабатывающей жидкости через ствол скважины в зону; а также
(В) предоставление времени сильной кислоте в обрабатывающей жидкости для взаимодействия в пласте.International patent application WO 2014137477 A1 describes a method for treating an area of an underground formation penetrated by a wellbore, which includes the steps of:
(A) preparing a treatment fluid comprising:
(i) water;
(ii) strong acid; and
(iii) a branched viscoelastic surfactant having a hydrophobic moiety with a total of 16 to 20 carbon atoms;
where the pH of the processing fluid is less than 0.5; and also where the viscosity of the processing fluid is less than 5 cP at 40 s-1;
(B) introducing the processing fluid through the wellbore into the zone; and
(B) allowing time for strong acid in the treatment fluid to interact in the formation.
В качестве сильной кислоты используют соляную кислоту. Предпочтительным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является соединение формулыHydrochloric acid is used as a strong acid. A preferred viscoelastic surfactant is a compound of the formula
В патентной заявке США US 2013306320 А1 описана композиция для обработки карбонатных резервуаров, содержащая:
около 7,5 об.% цвиттерионного вязкоупругого поверхностно-активного вещества;
около 15,0 об.% соляной кислоты; а также
около 0,6 об.% ингибитора коррозии, остальное - рассол.
При этом предпочтительным цвиттерионным вязкоупругим поверхностно-активным веществом является эрукриламидопропилбетаин. US Patent Application US 2013306320 A1 describes a composition for treating carbonate reservoirs, comprising:
about 7.5 vol.% zwitterionic viscoelastic surfactant;
about 15.0 vol.% hydrochloric acid; and
about 0.6 vol.% corrosion inhibitor, the rest is brine.
The preferred zwitterionic viscoelastic surfactant is erucrylamidopropyl betaine.
В патенте РФ №2452851, выданном на основании заявки WO2007/058813, раскрыт способ повышения добычи нефти из месторождения, включающий
a) введение затопляющей жидкости в месторождение, где жидкость включает:
i) воду и
ii) некоторое количество одного или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ, достаточное для достижения затопляющей жидкостью значения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть/вода приблизительно 1 мНм или меньше, и значения вязкости приблизительно 10 сП или больше, где одно или более неполимерных вязкоупругих поверхностно-активных веществ выбрано из группы: одного или более аминовых поверхностно-активных веществ, имеющих формулу: In RF patent No. 2452851 , issued on the basis of application WO2007 / 058813, a method for increasing oil production from a field is disclosed, including
a) the introduction of flooding fluid into the field, where the fluid includes:
i) water and
ii) a certain amount of one or more non-polymeric viscoelastic surfactants, sufficient for the flooding liquid to reach a surface tension at the oil / water interface of about 1 mNm or less and a viscosity of about 10 cP or more, where one or more non-polymeric viscoelastic surfactants selected from the group of: one or more amine surfactants having the formula:
где R1 представляет собой гидрофобный остаток алкила, алкиларилалкила, алкоксиалкила, алкиламиноалкила или алкиламидоалкила, и где R1 включает приблизительно 16-22 атома углерода и может быть разветвленным или неразветвленным, насыщенным или ненасыщенным;
где R2 и R3 независимо представляют собой i) алифатическую группу или ii) алифатическую группу, связанную с ароматическим или бензиловым остатком, одного или более цвиттерионных поверхностно-активных веществ, одного или более амфотерных поверхностно-активных веществ, а также их комбинаций;
b) извлечение нефти через скважину в местоположении, отличном от точки введения затопляющей жидкости в месторождение.
Также упоминается использование органической кислоты для повышения вязкости указанной жидкости.where R1 is a hydrophobic residue of alkyl, alkylarylalkyl, alkoxyalkyl, alkylaminoalkyl or alkylamidoalkyl, and where R1 includes about 16-22 carbon atoms and may be branched or unbranched, saturated or unsaturated;
where R2 and R3 independently represent i) an aliphatic group or ii) an aliphatic group associated with an aromatic or benzyl radical, one or more zwitterionic surfactants, one or more amphoteric surfactants, and combinations thereof;
b) oil recovery through the well at a location other than the point of introduction of the flooding fluid into the field.
The use of an organic acid to increase the viscosity of said liquid is also mentioned.
В Евразийском патенте In the Eurasian patent ЕА №2452851EA No. 2452851 , выданном на основании заявки WO2003/054352, описан способ обработки подземного резервуара углеводородов, включающий контактирование пласта с обрабатывающим раствором, содержащим водный раствор, кислоту, спирт и ПАВ, действующее как агент гелеобразования, состоящее в основном из эруциламидопропилбетаина или его протонированного/депротонированного гомолога или соли.issued on the basis of application WO2003 / 054352 describes a method for treating an underground hydrocarbon reservoir, comprising contacting the formation with a treatment solution containing an aqueous solution, acid, alcohol and surfactant, acting as a gelation agent, consisting mainly of erucilamidopropylbetaine or its protonated / deprotonated homolog or salt.
Вероятно, наиболее близким аналогом настоящего изобретения является техническое решение, раскрытое в патенте США US5009799. Указанный документ относится к композиции загустителя неорганической кислоты на основе двух ПАВ, которая используется для кислотной обработки углеводородсодержащих пластов, а также в качестве ингибитора коррозии. В частности, предложен загуститель для водного раствора соляной кислоты, состоящий из смеси:
(i) этоксилированного жирного амина общей формулы I:
в том числе таллового амина, и
(ii) бетаиновой соли этоксилированного жирного амина общей формулы II:, а также
(iii) четвертичной аммониевой соли алкилпиридина и
(iv) различных низших спиртов С1-10 в качестве растворителя.Probably the closest analogue of the present invention is the technical solution disclosed in US patent US5009799 . This document relates to a composition of an inorganic acid thickener based on two surfactants, which is used for acid treatment of hydrocarbon-containing formations, and also as a corrosion inhibitor. In particular, a thickener for an aqueous solution of hydrochloric acid, consisting of a mixture of:
(i) an ethoxylated fatty amine of general formula I:
including tall amine, and
(ii) a betaine salt of an ethoxylated fatty amine of general formula II:
(iii) quaternary ammonium salt of alkylpyridine and
(iv) various lower C1-10 alcohols as solvent.
Однако известные системы, предлагаемые для осуществления КГРП не обладают вязкостью, достаточной для переноса пропанта в течение длительного промежутка времени, необходимого для осуществления полноценного и эффективного КГРП. В частности, известные загустители позволяют достичь лишь вязкости 60-80 cP(сПз).However, the known systems proposed for the implementation of fracturing do not have the viscosity sufficient to transfer proppant for a long period of time necessary for the implementation of a full and effective fracturing. In particular, the known thickeners make it possible to achieve only a viscosity of 60-80 cP (cPz).
Таким образом, существует насущная необходимость в создании композиций для КГРП с повышенной вязкостью для повышения эффективности переноса пропанта и повышения эффективности извлечения углеводородов из пласта.Thus, there is an urgent need to create compositions for fracturing with high viscosity to increase the efficiency of the transfer of proppant and increase the efficiency of extraction of hydrocarbons from the reservoir.
Раскрытие сущности изобретения.Disclosure of the invention.
Задачей настоящего изобретения является разработка химической системы загущения водного раствора кислоты с получением жидкости или геля с повышенной вязкостью, необходимой для осуществления технологии КГРП. Также задачей настоящего изобретения является разработка простого и эффективного способа добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП).The objective of the present invention is to develop a chemical system for thickening an aqueous acid solution to obtain a liquid or gel with a high viscosity, necessary for the implementation of fracturing technology. It is also an object of the present invention to provide a simple and effective method for producing oil from a field using an acid hydraulic fracturing method.
Указанные задачи решены за счет разработки химической системы, включающей комбинацию химических веществ, позволяющей осуществить загущение водного раствора кислоты до значений вязкости до 1320 cP или выше. Указанная комбинация содержит два поверхностно-активных вещества (ПАВ), охарактеризованных ниже, и, необязательно, преобразователь железа.These problems are solved by developing a chemical system that includes a combination of chemicals that allows the thickening of an aqueous acid solution to a viscosity of up to 1320 cP or higher. The specified combination contains two surface-active substances (surfactants), described below, and, optionally, an iron Converter.
Первым аспектом настоящего изобретения является применение комбинацииThe first aspect of the present invention is the use of a combination
а) полиэтоксилированного таллового амина формулы Ia) a polyethoxylated tall amine of the formula I
где m и n = 2; и R представляет собой остаток жирной кислоты, выбранной из группы состоящей из олеиновой, пальмитиновой, стеариновой, миристиновой или линолевой кислоты;where m and n = 2; and R represents a fatty acid residue selected from the group consisting of oleic, palmitic, stearic, myristic or linoleic acid;
б) соединения, выбранного из группы, состоящей из:b) a compound selected from the group consisting of:
- четвертичной аммониевой соли формулы IIa - Quaternary ammonium salt of the formula IIa
где R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25; R1 представляет собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил, и бензил; R2, R3, R4, R5 независимо представляют собой водород, метил, этил, пропил, изопропил, аллил, винил, фенил или бензил; A представляет собой гало, нитро или перхлорат;where R represents a saturated, mono-, di- or tri-unsaturated hydrocarbon radical C9-25; R1 represents hydrogen, methyl, ethyl, propyl, isopropyl, allyl, vinyl, phenyl, and benzyl; R2, R3, R4, R5 independently represent hydrogen, methyl, ethyl, propyl, isopropyl, allyl, vinyl, phenyl or benzyl; A represents halo, nitro or perchlorate;
илиor
- цвиттерионного соединения формулы IIb- zwitterionic compounds of formula IIb
где R1 представляет собой -СOO- или -CH2COO-, и R, R2, R3, R4, и R5 такие, как определено выше; и where R1 is —COO - or —CH 2 COO - , and R, R2, R3, R4, and R5 are as defined above; and
в) необязательно, преобразователь железа,для загущения водного раствора кислоты.c) optionally, an iron converter for thickening an aqueous acid solution.
R представляет собой насыщенный, моно-, ди- или три- ненасыщенный углеводородный радикал С9-25, в частности, С9, С10, С11, С12, С13, С14, С15, С16, С17, С18, С19, С20, С21, С22, С23, С24, С25, и может содержать заместители, которые не приводят к существенному изменению свойств соединения.R represents a saturated, mono-, di- or tri-unsaturated hydrocarbon radical C9-25, in particular C9, C10, C11, C12, C13, C14, C15, C16, C17, C18, C19, C20, C21, C22 , C23, C24, C25, and may contain substituents that do not lead to a significant change in the properties of the compound.
Указанной кислотой может быть любая кислота. Например, кислота может представлять собой сильную кислоту, выбранную из группы, состоящей из соляной кислоты, бромистоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, хромовой кислоты, метансульфоновой кислоты, трифторметансульфоновой кислоты, трихлоруксусной кислоты, дихлоруксусной кислоты, бромуксусной кислоты, хлоруксусной кислоты, циануксусной кислоты, 2-хлорпропановой кислоты, 2-оксобутановой кислоты, 2-хлорбутановой кислоты, 4-цианобутановой кислоты, перхлорной кислоты и фосфорной кислоты, и т.п. В предпочтительном варианте кислота представляет собой неорганическую кислоту. В предпочтительном варианте загущают раствор соляной кислоты, традиционно применяемой в технологии КГРП. Содержание кислоты в растворе после загущения находится в диапазоне от 10 до 20 %, предпочтительно от 12 до 16 %, и предпочтительно составляет 15%.The specified acid may be any acid. For example, the acid may be a strong acid selected from the group consisting of hydrochloric acid, hydrobromic acid, hydroiodic acid, sulfuric acid, nitric acid, chromic acid, methanesulfonic acid, trifluoromethanesulfonic acid, trichloroacetic acid, dichloroacetic acid, bromoacetic acid, chloroacetic acid, and chloroacetic acid. cyanoacetic acid, 2-chloropropanoic acid, 2-oxobutanoic acid, 2-chlorobutanoic acid, 4-cyanobutanoic acid, perchloric acid and phosphoric acid, and the like. In a preferred embodiment, the acid is an inorganic acid. In a preferred embodiment, a solution of hydrochloric acid, traditionally used in the fracturing technology, is thickened. The acid content in the solution after thickening is in the range from 10 to 20%, preferably from 12 to 16%, and preferably is 15%.
Первым ПАВ в составе комбинации или композиции согласно настоящему изобретению является полиэтоксилированный талловый амин формулы I, предпочтительно талловый амин, этоксилированный со степенью этоксилирования 2 (CAS#61791-26-2).The first surfactant in the combination or composition of the present invention is a polyethoxylated tall amine of formula I, preferably a tall amine ethoxylated with an ethoxylation degree of 2 (CAS # 61791-26-2).
Вторым ПАВ в составе композиции согласно настоящему изобретению является соединение четвертичной аммониевой соли формулы IIa, такое как [2,2-диметил-3-(октодеканоиламино)пропил]-диметил-проп-2-ениламмонийбромид или цвиттерионное соединение формулы IIб, предпочтительно эруциламидопропилбетаин (синоним - 2-[3-[докоз-13-еноил]аминопропил-диметиламмоний]ацетат).The second surfactant in the composition of the present invention is a compound of the quaternary ammonium salt of formula IIa, such as [2,2-dimethyl-3- (octodecanoylamino) propyl] dimethyl-prop-2-enylammonium bromide or a zwitterionic compound of formula IIb, preferably erucilamidopropyl betaine (synonym - 2- [3- [docos-13-enoyl] aminopropyl-dimethylammonium] acetate).
Преобразователь железа представляет собой соединение или композицию соединений, способные устранять влияние Fe (III), например, за счет восстановления Fe (III) до Fe (II) с переводом железа в более растворимую двухвалентную форму и образовывать устойчивые хелатные комплексы с Fe(III), предотвращая выпадение в пласте аморфного осадка гидроксида железа Fe(OH)3, который помимо негативного влияния на проницаемость пласта является промежуточным продуктом при ржавлении железа. Использование преобразователя железа желательно, например, при применении металлического оборудования, а также ввиду того, что соли железа (III) снижают вязкость загеленных водных растворов кислот.An iron converter is a compound or composition of compounds capable of eliminating the influence of Fe (III), for example, by reducing Fe (III) to Fe (II) with the conversion of iron to a more soluble divalent form and to form stable chelate complexes with Fe (III), preventing the formation of an amorphous precipitate of iron hydroxide Fe (OH) 3 , which in addition to a negative effect on the permeability of the formation is an intermediate product during rusting of iron. The use of an iron converter is desirable, for example, when using metallic equipment, and also because iron (III) salts reduce the viscosity of gelled aqueous acid solutions.
Примерами преобразователей железа являются аскорбиновая кислота, лимонная кислота, смесь меркаптоэтанола, хлорида меди и метанола, преобразователь железа AS-IR, но не ограничиваются ими.Examples of iron converters are, but are not limited to, ascorbic acid, citric acid, a mixture of mercaptoethanol, copper chloride and methanol, an iron converter AS-IR.
При реализации настоящего изобретения могут применяться различные соотношения компонентов химической системы а) - полиэтоксилированного таллового амина формулы I и б) – соединения формулы IIа или IIb. Специалист сможет подобрать оптимальное соотношение путем рутинных экспериментов. В частности, соотношение ПАВ может составлять примерно 1:100, 1:50, 1:20, 1:10, 1:5, 1:3, 1:2: 1:1, 2:1, 3:1, 5:1, 10:1, 20:1, 50:1, 100:1.When implementing the present invention, various ratios of the components of the chemical system a) - polyethoxylated tall amine of the formula I and b) - compounds of the formula IIa or IIb can be used. The specialist will be able to choose the optimal ratio through routine experiments. In particular, the ratio of surfactants can be approximately 1: 100, 1:50, 1:20, 1:10, 1: 5, 1: 3, 1: 2: 1: 1, 2: 1, 3: 1, 5: 1, 10: 1, 20: 1, 50: 1, 100: 1.
Содержание каждого из ПАВ, или их комбинации, в конечной композиции может составлять примерно примерно 20%, примерно 10%, примерно 5%, примерно 2,5%, примерно 2%, примерно 1%, примерно 0,5% или меньше, включая все промежуточные диапазоны и значения.The content of each of the surfactants, or combinations thereof, in the final composition may be about 20%, about 10%, about 5%, about 2.5%, about 2%, about 1%, about 0.5% or less, including all intermediate ranges and values.
Вторым аспектом настоящего изобретения является способ загущения водного раствора кислоты, включающий добавление в указанный водный раствор кислоты комбинации двух ПАВ, охарактеризованных выше,и, необязательно, преобразователь железа. Поверхностно-активные вещества согласно настоящему изобретению и преобразователь железа можно добавлять в загущаемый раствор кислоты как одновременно, например, в виде одной композиции, так и в любых комбинациях или по отдельности.A second aspect of the present invention is a method of thickening an aqueous acid solution, comprising adding to the said aqueous acid solution a combination of two surfactants described above, and optionally an iron converter. The surfactants of the present invention and the iron converter can be added to the thickening solution of the acid both simultaneously, for example, as a single composition, or in any combination or separately.
Третьим аспектом настоящего изобретения является набор компонентов химической системы для применения в загущении водного раствора кислоты или для осуществления описанного способа загущения водного раствора неорганической кислоты. Указанный набор содержит два ПАВ, охарактеризованных выше, и, необязательно, преобразователь железа.A third aspect of the present invention is a kit of components of a chemical system for use in thickening an aqueous acid solution or for implementing the described method of thickening an aqueous solution of an inorganic acid. The specified set contains two surfactants described above, and, optionally, an iron converter.
Четвертым аспектом настоящего изобретения является композиция для осуществления кислотного гидравлического разрыва пласта, содержащая водный раствор неорганической кислоты, указанный выше набор компонентов химической системы, и, необязательно, пропант. A fourth aspect of the present invention is a composition for performing an acid hydraulic fracturing process comprising an aqueous inorganic acid solution, the above set of components of a chemical system, and, optionally, a proppant.
В качестве кислоты может использоваться любая неорганическая кислота. Предпочтительным является применение соляной кислоты.As the acid, any inorganic acid may be used. Preferred is the use of hydrochloric acid.
Содержание соляной кислоты в указанном водном растворе и получаемом геле может находиться в диапазоне от 10% до 20%, необязательно 12 до 16 %. В одном из вариантов реализации применяют 15 % водный раствор соляной кислоты. The content of hydrochloric acid in the specified aqueous solution and the resulting gel may be in the range from 10% to 20%, optionally 12 to 16%. In one embodiment, a 15% aqueous hydrochloric acid solution is used.
Предпочтительное содержание компонентов в предлагаемой композиции, содержащей водный раствор кислоты, следующее:The preferred content of the components in the proposed composition containing an aqueous solution of acid, the following:
В одном из вариантов реализации композиция содержит пропант.In one embodiment, the composition comprises proppant.
Пропант (или проппант, от англ. propping agent - «расклинивающий агент») представляет собой гранулообразный материал, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии ГРП. Служит для закрепления (предупреждения смыкания под действием горного давления) трещин, создаваемых в ходе ГРП. Представляет собой гранулы сходного размера, с типичным диаметром от 0,5 до 1,2 мм. Согласно настоящему изобретению может применяться любой пропант, обычно применяемый в технологии КГРП.Proppant (or proppant, from the English propping agent - "proppant") is a granular material that is used in the oil industry to increase the efficiency of well returns using hydraulic fracturing technology. Serves for fixing (preventing closure under the influence of rock pressure) of cracks created during hydraulic fracturing. It is a granule of similar size, with a typical diameter of 0.5 to 1.2 mm. According to the present invention, any proppant commonly used in fracturing technology can be used.
Пропант добавляют в количествах, обычно используемых при осуществлении КГРП. В некоторых вариантах осуществления пропант добавляют из расчета 800 кг/м3 геля. Пятым аспектом настоящего изобретения является способ добычи нефти из месторождения методом кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП), включающий: The proppant is added in amounts usually used in the implementation of the fracturing. In some embodiments, the proppant is added at the rate of 800 kg / m 3 of gel. A fifth aspect of the present invention is a method for producing oil from a field using an acid hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) method, comprising:
- введение описанной выше композиции загущенного раствора кислоты в месторождение, предпочтительно содержащее карбонатные породы, и- introducing the composition of the thickened acid solution described above into a deposit, preferably containing carbonate rocks, and
- извлечение нефти из указанного месторождения.- oil recovery from the specified field.
Извлечение нефти из месторождения может быть осуществлено с использованием стандартных средств и методов, применяющихся в данной области, например, описанных в в следующих источниках: Булатов А.И. и др. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учебник для ВУЗов - М: ООО «Недра – Бизнесцентр» 2003 - 1007 с.; Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта - М.: Недра, 1986. — 165 с. Oil recovery from the field can be carried out using standard means and methods used in this field, for example, described in the following sources: Bulatov A.I. and others. Technique and technology for drilling oil and gas wells: Textbook for universities - M: Nedra - Business Center LLC 2003 - 1007 p .; Usachev P.M. Hydraulic fracturing - M .: Nedra, 1986. - 165 s.
Техническим результатом предложенной технологии является повышение вязкости, в частности, придание вязко-упругих свойств кислотному раствору, что, помимо прочего, дает возможность эффективного переноса пропанта, а также обеспечивает эффективный процесс КГРП. Следует отметить, что авторам настоящего изобретения удалось создать композицию загустителя для водного раствора неорганической кислоты, обладающую неожиданно высокой степенью вязкости, до 1332 cP в проведенных экспериментах, достаточной для удержания и переноса пропанта в течение длительного времени (до 6 часов или более), необходимого для осуществления полноценного и высокоэффективного КГРП. The technical result of the proposed technology is to increase the viscosity, in particular, imparting visco-elastic properties to the acid solution, which, among other things, makes it possible to efficiently transfer proppant, and also provides an efficient fracturing process. It should be noted that the authors of the present invention were able to create a thickener composition for an aqueous solution of inorganic acid with an unexpectedly high degree of viscosity, up to 1332 cP in the experiments, sufficient to hold and transfer proppant for a long time (up to 6 hours or more), necessary for full-fledged and highly effective fracturing.
При этом посредством одного полученного кислотного геля возможно одновременно создавать трещину ГРП, переносить пропант, закреплять трещину пропантом, обрабатывать карбонатный пласт кислотой и создавать высокопроницаемые каналы в критической зоне трещины, тем самым позволяя более эффективно и пролонгировано работать трещине ГРП.At the same time, using one acid gel obtained, it is possible to simultaneously create a hydraulic fracture, transfer proppant, fix the fracture with proppant, treat the carbonate formation with acid and create highly permeable channels in the critical zone of the fracture, thereby allowing more efficient and prolonged operation of the hydraulic fracture.
Иными словами, настоящее изобретение обеспечивает новую технологию КГРП, использующую по существу только одну рабочую жидкость - кислотный гель, в случае необходимости содержащий пропант.In other words, the present invention provides a new HFG technology using essentially only one working fluid — an acid gel, optionally containing proppant.
Стадийность обработки скважины с применением пропанта и кислоты, без применения настоящего изобретения выглядит следующим образом:The stages of processing a well using proppant and acid without using the present invention are as follows:
- Подготовительные пачки- Preparatory packs
- Водный гель – формирование трещины ГРП- Water gel - hydraulic fracturing
- Водный гель с проппантом – расширение трещины ГРП, закрепление пропантом- Water gel with proppant - expansion of hydraulic fracture, fixing with proppant
- Буферная стадия- Buffer stage
- 15% соляная кислота – протравливаниетрещины- 15% hydrochloric acid - etching cracks
- Буферная стадия- Buffer stage
- Водный гель с проппантом – закрепление трещины- Water gel with proppant - crack fixation
- Буферная стадия- Buffer stage
- 15% соляная кислота- 15% hydrochloric acid
- Буферная стадия- Buffer stage
- Водный гель с пропантом- Water gel with proppant
- Буферная стадия- Buffer stage
- 15% соляная кислота- 15% hydrochloric acid
- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.- Sales of fracturing fluids and by-product removal.
На разных стадиях используется большое количество жидкостей, осуществление каждой из них требует отдельной емкости и дополнительного оборудования.At different stages, a large number of liquids are used, the implementation of each of them requires a separate tank and additional equipment.
Применение настоящего изобретения позволяет значительно упростить схему проведения КГРП, минимизировав задействуемые жидкости, емкости и оборудование:The application of the present invention can significantly simplify the scheme of the hydraulic fracturing, minimizing the fluids, tanks and equipment involved:
- Подготовительные пачки- Preparatory packs
- Кислотный гель - формирование трещины ГРП и обработка кислотой, удержание трещины- Acid gel - the formation of hydraulic fractures and acid treatment, retention of the crack
- Кислотный гель с пропантом – закрепление трещины, обработка кислотой, удержание трещины- Acid gel with propant - crack fixing, acid treatment, crack retention
- Продавка жидкостей ГРП и удаление побочных продуктов.- Sales of fracturing fluids and by-product removal.
Вкратце, к преимуществам способа добычи нефти согласно настоящему изобретению можно отнести следующие:Briefly, the advantages of the method of oil production according to the present invention include the following:
1. Простота применения, поскольку нет необходимости в применении большого количества реагентов, используемых в ходе традиционной технологии ГРП (сшиватели, брейкеры, биоциды, стабилизаторы, деэмульгатор, и т.д.)1. Ease of use, since there is no need to use a large number of reagents used in the traditional hydraulic fracturing technology (crosslinkers, breakers, biocides, stabilizers, demulsifier, etc.)
2. Требуется значительно меньшее количество техники и емкостного парка для приготовления композиции по сравнению с традиционной технологией ГРП.2. A much smaller amount of equipment and tank fleet is required to prepare the composition compared to traditional hydraulic fracturing technology.
3. Возможность создания более длинной трещины за счет использования только одной жидкости для всей обработки. Это достигается за счет образования мицелл, которые придают кислоте гелеобразную структуру. Образовавшийся гель закупоривает протравленные каналы и увеличивает время взаимодействия их с кислотой.3. The possibility of creating a longer crack by using only one fluid for the entire treatment. This is achieved through the formation of micelles, which give the acid a gel-like structure. The gel formed clogs the etched channels and increases the time of their interaction with the acid.
4. Исключается стадия использования пачки с водным полимерным гелем на основе гуара, при этом указанная кислотная система разрушается полностью. Образовавшиеся продукты реакции легко удаляются из призабойной зоны при освоении.4. The stage of using a pack with an aqueous polymer gel based on guar is excluded, while this acid system is completely destroyed. The resulting reaction products are easily removed from the bottomhole zone during development.
5. Использование только одной жидкости, которая обладает необходимыми характеристиками для проведения КГРП с пропантом.5. The use of only one fluid, which has the necessary characteristics for conducting fracturing with propant.
6. Двойная система разрушения геля (снижение концентрации кислоты, смешение с углеводородами).6. Double system of destruction of the gel (lowering the concentration of acid, mixing with hydrocarbons).
7. Низкие потери на трение.7. Low friction loss.
8. Значительно уменьшается стоимость работ из-за уменьшения количества реагентов и стадий обработки.8. Significantly reduced the cost of work due to a decrease in the number of reagents and processing steps.
В предложенной технологии применяется по существу только одна жидкость. По сравнению с классическими и комбинированными (чередование гуаровый гель с пропантом-кислота) схемами ГРП могут быть достигнуты следующие преимущества:In the proposed technology, essentially only one liquid is used. Compared to classical and combined (alternating guar gel with propant-acid) fracturing schemes, the following advantages can be achieved:
отсутствие полимерной составляющей, максимальная проводимость трещины и проницаемость стенок трещины,the absence of a polymer component, the maximum conductivity of the crack and the permeability of the walls of the crack,
ограничение распространения трещины по вертикали (увеличение “площадной” концентрации пропанта в продуктивной зоне),vertical crack propagation restriction (increase in “areal” concentration of proppant in the productive zone),
минимизация закачиваемой жидкости,minimized fluid injection
высокая песконесущая способность жидкости, минимальное оседание пропанта и как следствие равномерное размещение пропанта в трещине.high sand-bearing ability of the liquid, minimal sedimentation of the proppant and, as a result, uniform distribution of proppant in the crack.
Ниже настоящее изобретение будет разъяснено более подробно со ссылкой на чертежи и примеры, приведенные исключительно в иллюстративных целях, не ограничивающих объем настоящего изобретения.Below the present invention will be explained in more detail with reference to the drawings and examples given solely for illustrative purposes, not limiting the scope of the present invention.
Краткое описание чертежей.A brief description of the drawings.
На Фиг. 1 приведен график зависимости вязкости кислоты от содержания таллового амина и эруциламидопропилбетаина.In FIG. 1 is a graph of acid viscosity versus tall amine and erucilamidopropyl betaine.
На Фиг. 2 представлен процесс оседания пропанта 16/20 из расчета 800 кг/м3 в композиции оптимального состава, содержащей 3,5% таллового амина и 2,5% цвиттерионного соединения эруциламидопропилбетаин.In FIG. 2 shows the sedimentation process of proppant 16/20 at the rate of 800 kg / m 3 in an optimal composition containing 3.5% tall amine and 2.5% zwitterionic compound erucilamidopropyl betaine.
На Фиг. 3 показаны результаты сравнения способностей удерживать пропант для обычно используемого сшитого гуарового геля и для композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава.In FIG. Figure 3 shows the results of comparing propant retention abilities for a commonly used crosslinked guar gel and for an optimal formulation according to the present invention.
На Фиг. 4 представлено влияние температуры на вязкость композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава.In FIG. 4 shows the effect of temperature on the viscosity of a composition according to the present invention of an optimal composition.
На Фиг. 5 показаны результаты эксперимента по изучению восстановления вязкости композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава после стресса при температурах 25 °С и 55 °С. In FIG. 5 shows the results of an experiment studying the restoration of viscosity of a composition according to the present invention of an optimal composition after stress at temperatures of 25 ° C and 55 ° C.
На Фиг. 6 показаны результаты эксперимента по изучению разрушения геля химической системы, полученной при использовании композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава, при взаимодействии с карбонатными породами.In FIG. Figure 6 shows the results of an experiment on the destruction of the gel of a chemical system obtained by using the composition of the present invention of an optimal composition when interacting with carbonate rocks.
Осуществление изобретения.The implementation of the invention.
Пример 1. Приготовление композиции согласно настоящему изобретению.Example 1. Preparation of a composition according to the present invention.
Композицию готовили следующим образом. В 15% синтетическую соляную кислоту при перемешивании добавляли талловый амин, этоксилированный со степенью этоксилирования 2. Полученный раствор перемешивали. В результате получали умерено загущенную кислоту с вязкостью, составляющей 35-80 cP, измеренной на вискозиметре FANN 35 R1B1 при 100 RPMThe composition was prepared as follows. In 15% synthetic hydrochloric acid, tall amine ethoxylated with a degree of
Затем в полученный раствор при интенсивном перемешивании на нижнеприводной мешалке добавляли цвиттерионное соединение, а именно эруциламидопропилбетаин. Вязкость раствора значительно возрастала. Then, the zwitterionic compound, namely erucilamidopropyl betaine, was added to the resulting solution with vigorous stirring on a lower drive mixer. The viscosity of the solution increased significantly.
Типичные концентрации компонентов представлены в таблице:Typical concentrations of the components are presented in the table:
Пример 2. Подбор оптимального состава композиции согласно настоящему изобретениюExample 2. The selection of the optimal composition according to the present invention
Определяли зависимость вязкости соляной кислоты от концентрации реагентов композиции согласно настоящему изобретению. Раствор ПАВ готовили способом, указанным выше.The dependence of the viscosity of hydrochloric acid on the concentration of the reagents of the composition according to the present invention was determined. A surfactant solution was prepared by the method described above.
Для исследования реологических характеристик полученной системы использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0, шпиндель LV4 (64), 100 RPM.To study the rheological characteristics of the obtained system, a Brookfield viscometer model DV2TLVTJ0, spindle LV4 (64), 100 RPM were used.
Полученные данные представлены в Таблице 1 и на Фиг. 1 и 7. The data obtained are presented in Table 1 and in FIG. 1 and 7.
Таблица 1. Зависимость вязкости кислоты (cP) от содержания таллового амина и цвиттерионного соединенияTable 1. The dependence of acid viscosity (cP) on the content of tall amine and zwitterionic compounds
Пример 3. Оценка способности композиций согласно настоящему изобретению с различным содержанием компонентов удерживать пропантExample 3. Evaluation of the ability of the compositions according to the present invention with different content of components to retain proppant
Для оценки способности композиций согласно настоящему изобретению с различным содержанием компонентов удерживать пропант в указанные композиции вносили пропант 16/20 из расчета 800 кг/м3 и помещали смеси в мерный цилиндр. Затем наблюдали за оседанием пропанта и фиксировали время полного оседания пропанта.To assess the ability of the compositions according to the present invention with different content of components to hold proppant, proppant 16/20 was added to these compositions at the rate of 800 kg / m 3 and the mixture was placed in a graduated cylinder. Then, subsidence of the proppant was observed and the time of complete subsidence of the proppant was recorded.
Полученные данные представлены в Таблице 2.The data obtained are presented in Table 2.
3,0% цвиттерионного соединения5.0% tall amine +
3.0% zwitterionic compound
4,5% цвиттерионного соединения4.5% tall amine +
4.5%
3,0% цвиттерионного соединения4.0% tall amine +
3.0% zwitterionic compound
4,5% цвиттерионного соединения2.5% tall amine +
4.5% zwitterionic compound
2,5% цвиттерионного соединения3.0% tall amine +
2.5%
3,0% цвиттерионного соединения3.5% tall amine +
3.0%
2,5% цвиттерионного соединения3.5% tall amine +
2.5% zwitterionic compound
На основании проведенных экспериментов можно сделать вывод о том, что выбранный талловый амин в концентрациях от 2,5 до 5,0% в смеси с выбранным цвиттерионным соединением, а именно эруциламидопропилбетаином, в концентрациях от 1,5 до 5,0% загущают соляную кислоту до состояния возможности удерживания и переноса пропанта. Оптимальную концентрацию амина и цвиттерионного соединения выбирали исходя из требований минимальной концентрации веществ при максимальной удерживающей способности.Based on the experiments, we can conclude that the selected tall amine in concentrations from 2.5 to 5.0% in a mixture with the selected zwitterionic compound, namely erucilamidopropyl betaine, in concentrations from 1.5 to 5.0% thicken hydrochloric acid to the state of the possibility of retention and transfer of proppant. The optimal concentration of amine and zwitterionic compound was selected based on the requirements of the minimum concentration of substances with maximum retention capacity.
Указанным требованиям удовлетворяет композиция, содержащая 5% таллового амина и 2,5% цвиттерионного соединения. Пропант в указанной композиции оптимального состава полностью осел через 6 часов, что достаточно для проведения работ КГРП. На Фиг. 2 показан процесс оседания пропанта в указанной композиции оптимального состава.These requirements are satisfied by a composition containing 5% tall amine and 2.5% zwitterionic compounds. The proppant in the specified composition of the optimal composition completely settled in 6 hours, which is sufficient for the operation of the hydraulic fracturing. In FIG. 2 shows the process of sedimentation of proppant in the specified composition of optimal composition.
Пример 4. Сравнение способностей удерживать пропант для обычно используемого сшитого гуарового геля и композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава Example 4. Comparison of the ability to hold the proppant for the commonly used cross-linked guar gel and the composition according to the present invention the optimal composition
Для исследования способности жидкостей удерживать пропант (фракции 16/20) из расчета 800 кг/м3, обычно используемый сшитый гуаровый гель и композицию согласно настоящему изобретению оптимального состава помещали в мерные цилиндры. Затем наблюдали за оседанием пропанта и фиксировали время полного оседания пропанта.To study the ability of liquids to retain propant (fractions 16/20) at a rate of 800 kg / m 3 , the commonly used crosslinked guar gel and the composition of the present invention of the optimal composition were placed in measuring cylinders. Then, subsidence of the proppant was observed and the time of complete subsidence of the proppant was recorded.
Состав гуарового геля следующий:The composition of the guar gel is as follows:
Результаты эксперимента приведены на Фиг. 3. Как видно из представленных данных, в сшитом гуаровом геле пропант полностью осел через 2 часа, . За такое время затруднительно провести полноценный и эффективный большеобъемный ГРП. В то же время в композиции оптимального состава согласно настоящему изобретению пропант полностью осел через 6 часов, т.е. в течение периода, позволяющего без щатруднений провести полноценный и эффективный КГРП.The experimental results are shown in FIG. 3. As can be seen from the data presented, in the crosslinked guar gel, the proppant completely settled in 2 hours,. During such a time, it is difficult to carry out a full-fledged and effective large-volume hydraulic fracturing. At the same time, in the composition of the optimal composition according to the present invention, the proppant completely settled after 6 hours, i.e. during the period, allowing without hassle to carry out a full and effective fracturing.
Пример 5. Изучение влияния температуры на вязкость композиции оптимального состава.Example 5. The study of the effect of temperature on the viscosity of the composition of the optimal composition.
Приготовленную композицию оптимального состава аккуратно нагревали и следили за изменением вязкости с использованием вискозиметра Brookfield модели DV2TLVTJ0 со шпинделем LV4 (64) при скорости вращения 100 RPM.The prepared composition of the optimal composition was carefully heated and the viscosity was monitored using a Brookfield viscometer model DV2TLVTJ0 with the LV4 spindle (64) at a speed of 100 RPM.
Результаты эксперимента показаны на Фиг. 4. The experimental results are shown in FIG. four.
Пример 6. Изучение восстановления вязкости композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава после стресса.Example 6. The study of the restoration of viscosity of the composition according to the present invention the optimal composition after stress.
Загеленную кислоту протестировали на скорость восстановления вязкости при стрессе на вискозиметре Brookfield модели DV2TLVTJ0 шпиндель LV4 (64). Условия стресса создавали посредством изменения скорости вращения (RPM – об./мин.). Полученная зависимость говорит о том, что вязкость восстанавливается сразу после изменения приложенного вращательного усилия. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 5.The gelled acid was tested for the rate of viscosity recovery under stress on a Brookfield viscometer model DV2TLVTJ0 LV4 spindle (64). Stress conditions were created by changing the rotational speed (RPM - rpm). The obtained dependence suggests that the viscosity is restored immediately after a change in the applied rotational force. The experimental results are shown in FIG. 5.
Как видно из данных, приведенных на Фиг. 5, вязкость композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава восстанавливается сразу после изменения приложенного вращательного усилия.As can be seen from the data shown in FIG. 5, the viscosity of the composition according to the present invention of the optimal composition is restored immediately after changing the applied rotational force.
Пример 7. Изучение разрушения геля, полученного при использовании композиции согласно настоящему изобретению оптимального состава, при взаимодействии с карбонатными породами.Example 7. The study of the destruction of the gel obtained using the composition according to the present invention of the optimal composition when interacting with carbonate rocks.
Кислота, попадая в пласт, взаимодействует с карбонатными породами, в результате чего её концентрация уменьшается, а содержание ионов Ca2+ возрастёт. Для моделирования данного процесса реакция кислоты с карбонатом кальция непригодна, так как образуется большое количество пены, которая сильно стабилизирована за счёт высокой вязкости раствора. Поэтому использовали реакцию взаимодействия кислоты с гашеной известью, которая приводит к тем же продуктам. Acid entering the reservoir interacts with carbonate rocks, as a result of which its concentration decreases, and the content of Ca2 + ions increases. To simulate this process, the reaction of the acid with calcium carbonate is unsuitable, since a large amount of foam is formed, which is highly stabilized due to the high viscosity of the solution. Therefore, they used the reaction of the interaction of acid with slaked lime, which leads to the same products.
Гашеную известь всыпали маленькими порциями при сильном перемешивании. Реакция была сильно замедлена из-за высокой вязкости раствора. После полного растворения гидроксида кальция раствор остужали до комнатной температуры и измеряли его вязкость. Процедуру повторяли до полной нейтрализации кислоты. Для измерения вязкости использовали вискозиметр Brookfield модели DV2TLVTJ0 со шпинделем LV4 (64) при скорости вращения 100 RPM. Результаты эксперимента показаны на Фиг. 6. На основании данных, приведенных на Фиг. 6, можно сделать вывод о том, что при взаимодействии с карбонатными породами, система разрушается, а вязкость загущенной кислоты падает.Slaked lime was poured in small portions with vigorous stirring. The reaction was greatly slowed down due to the high viscosity of the solution. After complete dissolution of calcium hydroxide, the solution was cooled to room temperature and its viscosity was measured. The procedure was repeated until the acid was completely neutralized. Viscosity was measured using a Brookfield viscometer model DV2TLVTJ0 with an LV4 spindle (64) at a rotation speed of 100 RPM. The experimental results are shown in FIG. 6. Based on the data shown in FIG. 6, we can conclude that when interacting with carbonate rocks, the system is destroyed, and the viscosity of the thickened acid decreases.
Другие варианты системы согласно настоящему изобретению исследуются в соответствии с таким же планом экспериментов.Other variants of the system according to the present invention are investigated in accordance with the same experimental design.
Необходимо понимать, что предыдущее описание приведено исключительно в целях пояснения настоящего изобретения. Специалисты, обладающие обычной квалификацией в данной области техники, могут разработать различные альтернативные варианты и модификации, не выходящие за рамки настоящего изобретения, определяемые формулой настоящего изобретения. Таким образом, предполагается, что настоящее изобретение охватывает все подобные альтернативные варианты, модификации и вариации, которые находятся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Все численные значения, приведенные в настоящем документе, являются приблизительными и допускают обычные вариации, например, в пределах +/- 10-15% от конкретного указанного значения. Указанные процентные значения могут относиться к массовым, объемным или массо-объемным процентам.You must understand that the previous description is provided solely for the purpose of explaining the present invention. Those of ordinary skill in the art can develop various alternatives and modifications without departing from the scope of the present invention as defined by the claims. Thus, it is intended that the present invention covers all such alternative variations, modifications and variations that fall within the scope of the appended claims. All numerical values given in this document are approximate and allow normal variations, for example, within +/- 10-15% of the specified value. The percentages indicated may refer to mass, volume, or mass-volume percent.
Claims (62)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132818A RU2698784C2 (en) | 2018-09-14 | 2018-09-14 | Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener |
| PCT/RU2019/000629 WO2020055285A1 (en) | 2018-09-14 | 2019-09-10 | Thickener of aqueous acid solution and method of oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018132818A RU2698784C2 (en) | 2018-09-14 | 2018-09-14 | Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018132818A RU2018132818A (en) | 2019-01-28 |
| RU2018132818A3 RU2018132818A3 (en) | 2019-07-17 |
| RU2698784C2 true RU2698784C2 (en) | 2019-08-29 |
Family
ID=65270717
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018132818A RU2698784C2 (en) | 2018-09-14 | 2018-09-14 | Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2698784C2 (en) |
| WO (1) | WO2020055285A1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5009799A (en) * | 1988-02-16 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method |
| US7776798B2 (en) * | 1999-09-07 | 2010-08-17 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| RU2401859C2 (en) * | 2004-11-15 | 2010-10-20 | Родиа Инк. | Viscoelastic liquid with surfactant additives, having improved shear restoration index, rheologal properties and stability |
| RU2452851C2 (en) * | 2005-11-16 | 2012-06-10 | Родиа Инк. | Method of oil extraction from oil deposit |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
-
2018
- 2018-09-14 RU RU2018132818A patent/RU2698784C2/en active
-
2019
- 2019-09-10 WO PCT/RU2019/000629 patent/WO2020055285A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5009799A (en) * | 1988-02-16 | 1991-04-23 | Nalco Chemical Company | Inorganic acid solution viscosifier and corrosion inhibitor and method |
| US7776798B2 (en) * | 1999-09-07 | 2010-08-17 | Akzo Nobel Surface Chemistry Llc | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems |
| RU2401859C2 (en) * | 2004-11-15 | 2010-10-20 | Родиа Инк. | Viscoelastic liquid with surfactant additives, having improved shear restoration index, rheologal properties and stability |
| RU2452851C2 (en) * | 2005-11-16 | 2012-06-10 | Родиа Инк. | Method of oil extraction from oil deposit |
| WO2016079625A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Systems and methods for optimizing formation fracturing operations |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018132818A (en) | 2019-01-28 |
| RU2018132818A3 (en) | 2019-07-17 |
| WO2020055285A1 (en) | 2020-03-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP3224329B1 (en) | Delayed breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
| US6767869B2 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| US6637517B2 (en) | Compositions containing aqueous viscosifying surfactants and methods for applying such compositions in subterranean formations | |
| RU2311439C2 (en) | Condensed acidic compositions and their using | |
| DK1212385T3 (en) | Quaternary ammonium salts as thickeners for aqueous systems | |
| RU2452851C2 (en) | Method of oil extraction from oil deposit | |
| CA2623469C (en) | Gelled emulsions and methods of using same | |
| US7326670B2 (en) | Well service fluid and method of making and using the same | |
| EP2917301B1 (en) | Alkylated polyetheramines as clay stabilizing agents | |
| US10017683B2 (en) | Internal polymeric breaker for viscoelastic surfactant-based fluids | |
| AU2021201823B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| EA017431B1 (en) | Provision of viscous compositions below ground | |
| AU2005239638A1 (en) | Shale Inhibition Additive for Oil/gas down Hole Fluids and Methods for Making and Using Same | |
| US20060084579A1 (en) | Viscoelastic surfactant mixtures | |
| CN115461428A (en) | Surfactant for oil and gas exploitation | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| RU2698784C2 (en) | Thickener of an aqueous acid solution, a method of thickening an aqueous acid solution and an oil recovery method using said thickener, a set of components for thickening an aqueous acid solution and a composition for carrying out acidic hydraulic fracturing of the formation, including said thickener | |
| CA2641479A1 (en) | Method of using polyquaterniums in well treatments | |
| US10711179B2 (en) | Method for enhancing fluid recovery from subsurface reservoirs | |
| DK3224329T3 (en) | DELAYED FLUID BREATHER BASED ON VISCOELASTIC SURFACTANT |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200519 Effective date: 20200519 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20200519 Effective date: 20210422 |