CS237901B1 - Kapalina pro hydraulické vytváření trhlin - Google Patents
Kapalina pro hydraulické vytváření trhlin Download PDFInfo
- Publication number
- CS237901B1 CS237901B1 CS555175A CS555175A CS237901B1 CS 237901 B1 CS237901 B1 CS 237901B1 CS 555175 A CS555175 A CS 555175A CS 555175 A CS555175 A CS 555175A CS 237901 B1 CS237901 B1 CS 237901B1
- Authority
- CS
- Czechoslovakia
- Prior art keywords
- water
- fluid
- viscosity
- gel
- fracturing fluid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
Abstract
Řešení se týká kapaliny pro hydraulické vytváření trhlin, na bázi vody, k zintezívnění sond ropy a zemního plynu. Podstatou řešení je, že kapalina pro hydraulické vytváření trhlin je tvořena gelem karboxyalkylškrobu ve vodném roztoku. Přičemž obsah karboxyalkylškrobu se s výhodou pohybuje v rozmezí 0,3 až 5,0 °/o.
Description
Vynález se týká kapaliny pro hydraulické vytváření trhlin, na bázi vody, k zintenzívnění sond ropy a zemního plynu.
Jak je známo používá se k zintenzívnění produkčních, injekčních a UGS sond způsob hydraulické tvorby trhlin. Při tom se používají kapaliny pro vytváření trhlin a puklin. Jsou známy kapaliny pro- vytváření trhlin jako gely a emulze, jejichž hlavní složky obsahují frakce ropy. .Obvyklejší je použití vodných kapalin, kterým so přísadami dodává značná viskozita. Tato vysoká viskozita propůjčuje kapalinám schopnost zadržovat písek a jiná ochranné materiály tak dlouho v suspenzi, až se tyto uloží do rozrytých puklin. Teprve potom je žádoucí snížení viskozity do té míry, že se mohou snadno z formací odstrand. Pokles viskozity má nastat po určité době za daných p,T podmínek v půdě. Tato doba nemá podstatné překročit dobu zpracování.
Současně se vyžaduje na rozhraní pukliny a matrice malá ztráta kapaliny.
Kromě škrobů jsou známy ještě jiné přísady zvyšující viskozitu, jako gelatlna, pektin, guar nebo algináty.
je známo, že až dosud používané kapaliny pro vytváření trhlin na bázi vody mají v důsledku svého poměrně vysokého podílu- pevných látek ten nedostatek, že mohou vést ko zvýšenému poškozování matrice. Na druhé straně nemají nad 80 °C dostatečně stálou viskozitu, takže je nutné počítat s předčasným vyloučením ochranného materiálu a se zvýšenou počáteční ztrátou kapaliny. To znamená, že se musí předem používat větší množství kapaliny pro vytváření trhlin, aby se tato ztráta kompenzovala.
Doby rozkladu při teplotách skladování až k úplné ztrátě viskozity jsou dlouhé, t-o znamená, že teprve po více hodinách nebo dokonce dnech se viskozita kapaliny pro vytváření trhlin sníží do té míry, že se tato může snadno odstranit z vrtů. Tím je delší dobu blokován přítok nosné horniny k sondě.
Účelem vynálezu je zkrátit časovou prodlevu mezi působením kapaliny pro vytváření trhlin a zahájením úplné těžby a současně zabránit dlouhodobému blokování, popřípadě snížit koeficienty kapaliny pro vytváření trhlin do té míry, že se přídavné množství kapaliny pro vytváření trhlin, které, v důsledku ztráty kapaliny; musí být dodatečně k dispozici, může snížit na minimum.
Vynález si klade jako základní úlohu vytvořit kapalinu pro vytváření trhlin, na bázi vody, s malým koeficientem kapaliny a malou počáteční ztrátou, jejíž viskozita se dá po relativně krátké době snížit.
Podle vynálezu je tato úloha vyřešena vytvořením gelu karboxyalkylškrobů ve voděJako výchozí produkt slouží škrob, který je éterifikován halogenalkylkarbonovými kyselinami, s výhodou kyselinou monochloroctovou.
Takto vzniklý karboxymetylškrob je rozpustný za studená ve vodě a tvoří vysoce viskózní gel. Bylo zjištěno, že potřebná koncentrace karboxymetylškrobu ve vodě se pohybuje mezi 0,3 až 5,0 θ/o, s výhodou 0,4 až 2,4 procent.
Dále bylo zjištěno, že karboxymetylškrob je použitelný při teplotě na počvě sondy 60 °C až 200 °C. Výhodné je rozmezí teplot 80 až 150 °C. Přes den nebyl během 3 dnů stárnutí zaznamenán žádný podstatný pokles viskozity. Z pokusů vyplynulo, že gel karboxymetylškrobu je ve vodném roztoku odbouratelný v doporučeném teplotním rozmezí beze zbytku.
Použitím karboxyalkylškrobů ve vodě podle vynálezu, při dodržení obsahu soli ve vodě se může co nejvíce regulovat popřípadě zkrátit, viskozita, nosnost písku a doba blokování gelu při působení kapaliny pro vytváření trhlin.
Vynález bude dále blíže vysvětlen pomocí příkladů provedení.
Příklad 1
Karboxymetylškrob je rozpustný ve vodě za studená. Vmíchán do vody zvyšuje ihned značně viskozitu. Produkt je po 5 až 10 minutách úplně rozrušen.
Po 15 minutách míchání se získá homogenní vysoceviskózní kapalina, která dodatečně 1 hodinu botná.
Tabulka 1 ukazuje závislost viskozity na koncentraci při teplotě místnosti, po době stárnutí 1 h, 1 d, 2 d a 3 d.
Tabulka 1 končen- viskozita v cP při teplotě místnosti trace lh ld 2 d 3 d
| % | 480 s1 | 160 s“1 | 480 s-1 | 160 s“1 | 480 s1 | 160 s1 | 400 s“1 | 160 s-1 |
| 0,8 | 50 | 54 | 34 | 40 | 32 | 38 | 32 | 38 |
| 1,0 | 157 | 238 | 171 | 254 | 175 | 270 | 184 | 281 |
| 1,2 | 373 | 610 | 349 | 605 | 288 | 475 | 265 | 427 |
| 1,5 | 540 | 1026 | 540 | 1129 | 540 | 1048 | 540 | 1064 |
| 1,8 | 540 | 1399 | 540 | 1512 | 540 | 1139 | 502 | 923 |
Přiklad 2 metylskrobu ve vodě při tepelném namáhá ní více než 3 hodiny.
Tabulka 2 ukazuje chování gelu karboxyTabulka 2
| konc. | teplota zpracování |
| % | °C |
| 0,8 | 25 80 120 |
| 1,0 | 25 80 120 |
| 1,2 | 25 80 120 |
| 1,5 | 25 80 120 |
| 1,8 | 25 80 120 |
teplota měření viskozita při °C d = 480 s1 cP
| 25 | 50 |
| 80 | 40 |
| 25 | 12 |
| 25 | 157 |
| 80 | 110 |
| 25 | 13 |
| 25 | 373 |
| 80 | 288 |
| 25 | 14 |
| 25 | >540 |
| 80 | 243 |
| 25 | 16 |
| 25 | >540 |
| 80 | 301 |
| 25 | 24 |
Příklad 3
S torm ckým namáháním se mění schopnost gelu karboxymetylškrobu ve vodě nést písek.
Pokusy pro měření rychlosti pádu písku byly provedeny podle standardního testu kapalin pro vytváření trhlin (Recommend Practice Proceduře tor the Evalution of Hydraulíc Fracturing Fluids, API-Test RP 39, Juli 1960).
Výsledky měření při teplotě místnosti, při 80 °C a při 120 °C jsou uvedeny v tabulce 3 a 4.
Temperace byla prováděna při 120 °C v tlakové nádobě.
Tabulka 3 koncentrace rychlost pádu písku v cm/min při teplotě místnosti při 80 °G %
| 0,8 | 19 | 8 |
| 1,0 | <3 | <3 |
| 1,2 | <3 | <3 |
| 1,5 | <3 | <3 |
| 1,8 | <3 | <3 |
Tabulka 4 končen- rychlost pádu písku při 120 °G v cm/min trace 10 min 0,5 h 1 h 1,5 h 2 h 2,5 h 3 ih %
1,8 <3 <3 <3 9,4 20 75 300
Příklad 4
Tento příklad ukazuje závislost vlastností ztráty kapaliny gelu z karboxymetylškrobu ve vodě za danných p-T-podmínek (viz tabulku 5).
Měřicí metoda pro stanoveni tokových koeficientů byla provedena podle standardního způsobu testování kapaliny pro vytváření trhlin (Recommend Practice Proceduře tor the Evalution of Hydraulic Fracturing Fluids, API-Test RP 39, Juli 1960).
Koeficient spotřeby kapaliny s hodnotami okolo 1.10“3 m/Vmin se považuje za dobrý, hodnoty nižší se pokládají za vynikající.
S = počáteční ztráta (ml/cm2), p-tlak (MPa)
Q25 = hromadící se množství filtrátu po 25 min (ml)
C = koeficient spotřeby kapaliny (m/j/min)
Tabulka 5 konc. tepl. ΔΡ % °C MPa
| 1,2 | 20 | 7,0 |
| 1,5 | 20 | 7,0 |
| 1,8 | 20 | 7,0 |
| 1,2 | 70 | 7,0 |
| 1,5 | 70 | 7,0 |
| 1,8 | 70 | 7,0 |
| Příklad 5 |
S ' Q25 C . 103 ml/cm2 ml m/Vmin
0,15 26 0,98
0,11 14 0,5
7 0,3
0,44 32 0,96
0,35 20 0,52
0,02 14 0,58
Vliv na permeabilitu vzorku horniny po destrukci gelu karboxymetylškrobu ve vodě byl doložen následujícím způsobem.
Bylo použito jádra pískovce. Geometrické rozměry jádra činily průměr 3 cm, délka 3,4 centimetru. Byl použit gel vytvořený z 18 g/1 karboxymetylškrobu ve vodě. Teplota pokusu činila 120 °C. Po změření výchozí permeability dusíkem byl gel přitlačen. Zvětšující se objem protlačené kapaliny činil 22,7 ml za 36 minut. Po dvou hodinách doby přitlačení následovalo měření vratné permeability dusíkem. Bylo zaznamenáno 15 % snížení. Opakované měření vratné permeability po 10 hodinách prokázalo, že snížení permeability oproti výchozí permeabilitě je 0%.
Claims (2)
1. Kapalina pro hydraulické vytváření trhlin, na bázi vody pro zintenzívnění sond ropy a zemního plynu včetně injekčních sond a UGS-sond, vyznačující se tím, že je tvořevynalezu na gelem karboxyalkylškrobu ve vodném roztoku.
2. Kapalina pro hydraulické vytváření trhl’n podle bodu 1, vyznačující se tím, že obsahuje 0,3 až 5,0 °/o karboxyalkylškrobu.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DD18061274A DD114113A1 (cs) | 1974-08-20 | 1974-08-20 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CS237901B1 true CS237901B1 (cs) | 1985-11-13 |
Family
ID=5497008
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CS555175A CS237901B1 (cs) | 1974-08-20 | 1975-08-12 | Kapalina pro hydraulické vytváření trhlin |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| BG (1) | BG27312A1 (cs) |
| CS (1) | CS237901B1 (cs) |
| DD (1) | DD114113A1 (cs) |
| HU (1) | HU172640B (cs) |
| SU (1) | SU683640A3 (cs) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179630C1 (ru) * | 2000-12-05 | 2002-02-20 | ЗАО "Нефтегазтехнология" | Способ приготовления состава для регулирования разработки нефтяных месторождений |
-
1974
- 1974-08-20 DD DD18061274A patent/DD114113A1/xx unknown
-
1975
- 1975-08-12 CS CS555175A patent/CS237901B1/cs unknown
- 1975-08-12 HU HU75FO00000727A patent/HU172640B/hu unknown
- 1975-08-13 BG BG7530794A patent/BG27312A1/xx unknown
- 1975-08-20 SU SU752167211A patent/SU683640A3/ru active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| HU172640B (hu) | 1978-11-28 |
| DD114113A1 (cs) | 1975-07-12 |
| BG27312A1 (en) | 1979-10-12 |
| SU683640A3 (ru) | 1979-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
| US6209646B1 (en) | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids | |
| US4378049A (en) | Methods, additives and compositions for temporarily sealing high temperature permeable formations | |
| EP0112102B1 (en) | High temperature stable crosslinked gel fracturing fluid | |
| RU2583429C2 (ru) | Интерполимерный сшитый гель и способ использования | |
| CA2912418C (en) | High-temperature crosslinked polymer for use in a well | |
| US4799550A (en) | Subterranean formation treating with delayed crosslinking gel fluids | |
| Al-Assi et al. | Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate | |
| US3845822A (en) | Plugging or sealing fractures in formations | |
| WO2015109917A1 (zh) | 页岩气压裂液用稠化剂、压裂液及其制备方法与应用 | |
| EP1267034A2 (en) | Subterranean formation treating fluids and concentrates | |
| US20100056401A1 (en) | Partially neutralized polyhydroxy acids for well treatments | |
| US3024191A (en) | Fracturing earth formations | |
| US4332619A (en) | Expansive admixture | |
| EP0146981A1 (en) | Novel applications of scleroglucane in the treatment of oil wells and oil drilling installations | |
| Akinade et al. | Improving the rheological properties of drilling mud using local based materials | |
| US2489793A (en) | Low water loss cement containing pregelatinized starch | |
| CN112391154A (zh) | 一种含醇压裂液及其制备方法和应用 | |
| NO172072B (no) | Fremgangsmaate for aa hindre inntreden av vann i olje-og/eller gassbroenner | |
| CN105985758A (zh) | 一种封堵剂、含有该封堵剂的钻井液及其制备方法和应用 | |
| US3198252A (en) | Process for overcoming lost circulation | |
| US5146985A (en) | Hydrophilic polymer gel water sealing process | |
| CS237901B1 (cs) | Kapalina pro hydraulické vytváření trhlin | |
| US7201228B2 (en) | Freer flowing liquid-solid suspensions and methods of use in subterranean formations | |
| Holtsclaw et al. | Next-Generation Boron-Crosslinked Fracturing Fluids: Breaking the Lower Limits on Polymer Loadings |