CS237901B1 - Liquid for hydraulic forming of cracks - Google Patents
Liquid for hydraulic forming of cracks 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
- liquid
- water
- viscosity
- gel
- cracking
- 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.The solution relates to a hydraulic fluid creating cracks, water-based, for intensification oil and gas probes. The essence of the solution is that the hydraulic fluid cracking is formed by the gel carboxyalkyl starch in aqueous solution. Taking the carboxyalkyl starch content is preferably it ranges from 0.3 to 5.0%.
Description
Vynález se týká kapaliny pro hydraulické vytváření trhlin, na bázi vody, k zintenzívnění sond ropy a zemního plynu.The invention relates to a water-based hydraulic cracking fluid for intensifying oil and gas probes.
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.As is known, a method of hydraulic cracking is used to intensify production, injection and UGS probes. In this case, cracks and fissures are used. Crack-forming liquids are known, such as gels and emulsions, the main components of which contain petroleum fractions. It is more common to use aqueous liquids to which considerable viscosity is added with the additives. This high viscosity imparts to liquids the ability to retain sand and other protective materials until they are suspended in the fissures. Only then is it desirable to reduce the viscosity to such an extent that they can easily be removed from the formations. The viscosity drop should occur after some time under given p, T conditions in the soil. This time is not essential to exceed the processing time.
Současně se vyžaduje na rozhraní pukliny a matrice malá ztráta kapaliny.At the same time, a small fluid loss is required at the fracture / matrix interface.
Kromě škrobů jsou známy ještě jiné přísady zvyšující viskozitu, jako gelatlna, pektin, guar nebo algináty.In addition to starches, other viscosity-increasing additives are known, such as gelatin, pectin, guar or alginates.
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.It is known that the water-based cracking fluids used hitherto have, due to their relatively high solids content, the drawback that they can lead to increased matrix damage. On the other hand, they do not have a sufficiently stable viscosity above 80 ° C, so it is necessary to take into account premature elimination of the protective material and increased initial loss of liquid. This means that a larger amount of cracking liquid must be used in advance to compensate for this loss.
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.The decomposition times at storage temperatures up to complete loss of viscosity are long, i.e. only after several hours or even days, the viscosity of the cracking liquid decreases to such an extent that it can be easily removed from the wells. In this way, the inflow of the carrier rock to the probe is blocked.
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.The purpose of the invention is to reduce the time lag between the action of the cracking liquid and the commencement of full extraction, while avoiding long-term blocking or reducing the coefficients of the cracking liquid to the extent that the additional amount of cracking liquid is lost. must be additionally available, can be reduced to a 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.The object of the invention is to provide a water-based cracking liquid with a low liquid coefficient and a small initial loss, the viscosity of which can be reduced after a relatively short time.
Podle vynálezu je tato úloha vyřešena vytvořením gelu karboxyalkylškrobů ve voděJako výchozí produkt slouží škrob, který je éterifikován halogenalkylkarbonovými kyselinami, s výhodou kyselinou monochloroctovou.According to the invention, this problem is solved by forming a carboxyalkyl starch gel in water. A starch which is etherified with haloalkylcarboxylic acids, preferably monochloroacetic acid, is used as the starting product.
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.The carboxymethyl starch thus formed is cold water soluble and forms a highly viscous gel. It has been found that the required concentration of carboxymethyl starch in water is between 0.3 to 5.0%, preferably 0.4 to 2.4%.
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.Furthermore, it has been found that carboxymethyl starch is useful at a probe temperature of 60 ° C to 200 ° C. A temperature range of 80 to 150 ° C is preferred. During the day, there was no significant decrease in viscosity during 3 days of aging. Experiments have shown that the carboxymethyl starch gel is completely degradable in the aqueous solution within the recommended temperature range.
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.By using the carboxyalkyl starches in the water according to the invention, while keeping the salt content in the water, the viscosity, the load-bearing capacity of the sand and the gel blocking time under the action of the crack-forming liquid can be reduced or reduced as much as possible.
Vynález bude dále blíže vysvětlen pomocí příkladů provedení.The invention will now be explained in more detail by way of examples.
Příklad 1Example 1
Karboxymetylškrob je rozpustný ve vodě za studená. Vmíchán do vody zvyšuje ihned značně viskozitu. Produkt je po 5 až 10 minutách úplně rozrušen.Carboxymethyl starch is cold water soluble. Stirring into the water increases the viscosity immediately. The product is completely agitated after 5 to 10 minutes.
Po 15 minutách míchání se získá homogenní vysoceviskózní kapalina, která dodatečně 1 hodinu botná.After stirring for 15 minutes, a homogeneous highly viscous liquid is obtained, which swells additionally for 1 hour.
Tabulka 1 ukazuje závislost viskozity na koncentraci při teplotě místnosti, po době stárnutí 1 h, 1 d, 2 d a 3 d.Table 1 shows the viscosity versus concentration at room temperature after aging for 1 h, 1 d, 2 d and 3 d.
Tabulka 1 končen- viskozita v cP při teplotě místnosti trace lh ld 2 d 3 dTable 1 end-viscosity in cP at room temperature trace lh ld 2 d 3 d
Přiklad 2 metylskrobu ve vodě při tepelném namáhá ní více než 3 hodiny.Example 2 of methyl starch in water at a thermal load of more than 3 hours.
Tabulka 2 ukazuje chování gelu karboxyTabulka 2Table 2 shows the carboxy gel behavior of Table 2
teplota měření viskozita při °C d = 480 s1 cPtemperature of measurement viscosity at ° C d = 480 s 1 cP
Příklad 3Example 3
S torm ckým namáháním se mění schopnost gelu karboxymetylškrobu ve vodě nést písek.As the stress of the carboxymethyl starch gel in water carries sand, the stress is varied.
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).Attempts to measure the rate of fall of sand were conducted according to a standard test for cracking fluids (Recommend Practice Procedure the Evalution of Hydraulic 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.The results of measurements at room temperature, 80 ° C and 120 ° C are shown in Tables 3 and 4.
Temperace byla prováděna při 120 °C v tlakové nádobě.Tempering was performed at 120 ° C in a pressure vessel.
Tabulka 3 koncentrace rychlost pádu písku v cm/min při teplotě místnosti při 80 °G %Table 3 concentration sand drop rate in cm / min at room temperature at 80 ° G%
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 %Table 4 finished - sand drop rate at 120 ° G in 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 3001.8 <3 <3 <3 9.4 20 75 300
Příklad 4Example 4
Tento příklad ukazuje závislost vlastností ztráty kapaliny gelu z karboxymetylškrobu ve vodě za danných p-T-podmínek (viz tabulku 5).This example illustrates the dependence of carboxymethyl starch gel liquid loss properties in water under given β-T conditions (see Table 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).The measurement method for determining the flow coefficients was carried out according to the standard method of testing the cracking fluid (Recommend Practice Procedure of the 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.A liquid consumption coefficient of about 1.10 " 3 m / Vmin is considered good, lower values are considered excellent.
S = počáteční ztráta (ml/cm2), p-tlak (MPa)S = initial loss (ml / cm 2 ), p-pressure (MPa)
Q25 = hromadící se množství filtrátu po 25 min (ml)Q25 = accumulating amount of filtrate after 25 min (ml)
C = koeficient spotřeby kapaliny (m/j/min)C = coefficient of liquid consumption (m / j / min)
Tabulka 5 konc. tepl. ΔΡ % °C MPaTable 5 conc. temp. ΔΡ% ° C MPa
S ' Q25 C . 103 ml/cm2 ml m/VminS 'Q25 103 ml / cm 2 ml m / Vmin
0,15 26 0,980.15 26 0.98
0,11 14 0,50.11 14 0.5
7 0,37 0,3
0,44 32 0,960.44 32 0.96
0,35 20 0,520.35 20 0.52
0,02 14 0,580.02 14 0.58
Vliv na permeabilitu vzorku horniny po destrukci gelu karboxymetylškrobu ve vodě byl doložen následujícím způsobem.The effect on the permeability of the rock sample after destruction of the carboxymethyl starch gel in water was demonstrated as follows.
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%.Sandstone core was used. The geometric dimensions of the core were 3 cm in diameter, 3.4 cm in length. A gel formed from 18 g / l of carboxymethyl starch in water was used. The test temperature was 120 ° C. After measuring the initial nitrogen permeability, the gel was pressed. The increasing volume of the extruded liquid was 22.7 ml in 36 minutes. Two hours of pressing time was followed by measurement of reversible nitrogen permeability. A 15% reduction was observed. Repeated measurement of reversible permeability after 10 hours showed that the reduction in permeability to baseline permeability is 0%.
Claims (2)
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DD18061274A DD114113A1 (en) | 1974-08-20 | 1974-08-20 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CS237901B1 true CS237901B1 (en) | 1985-11-13 |
Family
ID=5497008
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CS555175A CS237901B1 (en) | 1974-08-20 | 1975-08-12 | Liquid for hydraulic forming of cracks |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
BG (1) | BG27312A1 (en) |
CS (1) | CS237901B1 (en) |
DD (1) | DD114113A1 (en) |
HU (1) | HU172640B (en) |
SU (1) | SU683640A3 (en) |
-
1974
- 1974-08-20 DD DD18061274A patent/DD114113A1/xx unknown
-
1975
- 1975-08-12 HU HU75FO00000727A patent/HU172640B/en unknown
- 1975-08-12 CS CS555175A patent/CS237901B1/en unknown
- 1975-08-13 BG BG7530794A patent/BG27312A1/en unknown
- 1975-08-20 SU SU752167211A patent/SU683640A3/en active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
HU172640B (en) | 1978-11-28 |
SU683640A3 (en) | 1979-08-30 |
BG27312A1 (en) | 1979-10-12 |
DD114113A1 (en) | 1975-07-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
WO2015109917A1 (en) | Thickener for shale gas fracturing fluid, fracturing fluid and preparation method and use thereof | |
EP0112102B1 (en) | High temperature stable crosslinked gel fracturing fluid | |
US6209646B1 (en) | Controlling the release of chemical additives in well treating fluids | |
US4021355A (en) | Compositions for fracturing well formations | |
US4250044A (en) | Breaker system for high viscosity fluids | |
US4033415A (en) | Methods for fracturing well formations | |
AU2014299255B2 (en) | High-temperature crosslinked polymer for use in a well | |
US4378049A (en) | Methods, additives and compositions for temporarily sealing high temperature permeable formations | |
Parris et al. | Influence of pressure on boron cross-linked polymer gels | |
US4560486A (en) | Breaker system for high viscosity fluids | |
CN104694113A (en) | Method for improving sand-carrying capacity of fracturing fluid and fiber-containing fracturing fluid | |
BRPI0611106B1 (en) | GRAVEL FILLING FLUID AND GRAVEL FILLING METHOD OF A WELL HOLE | |
US9267257B2 (en) | Use of thermo-thickening polymers in the gas- and oilfield industry | |
Sergeev et al. | Experimental research of the colloidal systems with nanoparticles influence on filtration characteristics of hydraulic fractures | |
EP3156471A1 (en) | Propping agent and method for placing same in a hydraulic fracture | |
CN104371699A (en) | Organic aluminum-zirconium crosslinking agent and preparation method thereof, and low-molecular polymer fracturing fluid | |
Weaver et al. | Fracturing fluid conductivity damage and recovery efficiency | |
EP0146981A1 (en) | Novel applications of scleroglucane in the treatment of oil wells and oil drilling installations | |
US3198252A (en) | Process for overcoming lost circulation | |
WO2020051204A1 (en) | High-performance treatment fluid | |
US5146985A (en) | Hydrophilic polymer gel water sealing process | |
Holtsclaw et al. | Next-generation boron-crosslinked fracturing fluids: breaking the lower limits on polymer loadings | |
CS237901B1 (en) | Liquid for hydraulic forming of cracks | |
US7201228B2 (en) | Freer flowing liquid-solid suspensions and methods of use in subterranean formations |