RU2253856C1 - Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds - Google Patents

Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds Download PDF

Info

Publication number
RU2253856C1
RU2253856C1 RU2004103251/28A RU2004103251A RU2253856C1 RU 2253856 C1 RU2253856 C1 RU 2253856C1 RU 2004103251/28 A RU2004103251/28 A RU 2004103251/28A RU 2004103251 A RU2004103251 A RU 2004103251A RU 2253856 C1 RU2253856 C1 RU 2253856C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
proppant
mixture
density
liquid
current value
Prior art date
Application number
RU2004103251/28A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ю.А. Волченко (RU)
Ю.А. Волченко
М.С. Суханов (RU)
М.С. Суханов
О.Т. Нургалиев (RU)
О.Т. Нургалиев
Original Assignee
Государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интроскопии при Томском политехническом университете Министерства образования Российской Федерации
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интроскопии при Томском политехническом университете Министерства образования Российской Федерации filed Critical Государственное научное учреждение "Научно-исследовательский институт интроскопии при Томском политехническом университете Министерства образования Российской Федерации
Priority to RU2004103251/28A priority Critical patent/RU2253856C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2253856C1 publication Critical patent/RU2253856C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: method includes measuring flow and density of liquid, used for preparation of mixture for hydraulic fracturing of bed, measuring flow and density of mixture of liquid with proppant at output from mixture preparation machine. Current value of mixture density is measured in some time after delay, equal to time of passing of a portion of liquid through mixture preparation machine. On basis of results of measurements of these parameters current value of volumetric concentration of proppant C and mass share of proppant X in the mixture are calculated using formulae:
Figure 00000035
Figure 00000036
,
where ρpr - mineralogical density of proppant; ρl - current value of liquid density; ρpil - piled density of proppant; ρmix - current mixture density value; Θ - mixture volume increase coefficient during mixing of liquid with proppant and chemical reagents.
EFFECT: higher precision.
4 cl, 7 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к способам контроля без отбора проб параметров технологических процессов, а более точно к способам экспрессного контроля концентрации проппанта в смесях, нагнетаемых по трубопроводам высокого давления в скважины для гидравлического разрыва нефтегазосодержащих пластов, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.The invention relates to methods of control without sampling of the parameters of technological processes, and more specifically to methods of express control of proppant concentration in mixtures injected through high pressure pipelines into wells for hydraulic fracturing of oil and gas reservoirs, and can be used in the oil and gas industry.

Известен способ экспрессного определения концентрации проппанта в смесях, заключающийся в измерении в трубопроводе на входе в смеситель расхода жидкости, используемой для приготовления смеси с проппантом и химическими реагентами, в измерении плотности смеси в трубопроводе на выходе из агрегата приготовления смеси и вычислении по измеренным параметрам концентрации проппанта [US 5441340].A known method for the rapid determination of the concentration of proppant in mixtures, which consists in measuring in the pipeline at the inlet to the mixer the fluid flow rate used to prepare the mixture with proppant and chemical reagents, in measuring the density of the mixture in the pipeline at the outlet of the mixture preparation unit and calculating the measured proppant concentration [US 5441340].

Недостатком этого способа является отсутствие учета меняющихся текущих значений плотности жидкости, в качестве которой используется вода с различной степенью минерализации или различные сорта нефти.The disadvantage of this method is the lack of consideration of changing current values of the density of the liquid, which is used as water with varying degrees of mineralization or various grades of oil.

Также известен способ определения массовой доли твердой фазы водных пульп в трубопроводах, заключающийся в одновременном определении текущих значений плотности с помощью гамма-плотномера и массовой доли жидкой фазы с помощью нейтронного датчика, по которым вычисляют текущее значение твердой фазы.Also known is a method for determining the mass fraction of the solid phase of aqueous pulps in pipelines, which consists in simultaneously determining the current density values using a gamma densitometer and the mass fraction of the liquid phase using a neutron sensor, which calculate the current value of the solid phase.

Недостатком этого способа является недостаточное быстродействие (минуты вместо секунд) нейтронного датчика массовой доли жидкой фазы и его большие размеры, из-за применения биологической защиты, препятствующие его установке на агрегат приготовления смеси, смонтированный на шасси автомобиля типа КРАЗ или УРАЛ [RU 2082152].The disadvantage of this method is the lack of speed (minutes instead of seconds) of the neutron sensor of the mass fraction of the liquid phase and its large size, due to the use of biological protection, preventing it from being installed on the mixture preparation unit mounted on the chassis of a KRAZ or URAL vehicle [RU 2082152].

Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ экспрессного определения концентрации проппанта в смесях для гидравлического разрыва нефтегазосодержащих пластов, заключающийся в измерении в трубопроводе на входе в агрегат приготовления смеси расхода жидкости, из которой изготавливается смесь, путем смешивания ее с проппантом и химическими реагентами (гелеобразователем и деструктором), измерении плотности и расхода смеси в трубопроводе на выходе из агрегата приготовления смеси и вычислении по этим измерениям концентрации проппанта в смеси [US 4953097].Closest to the claimed technical solution is a method for the rapid determination of proppant concentration in mixtures for hydraulic fracturing of oil and gas reservoirs, which consists in measuring the flow rate of the fluid from which the mixture is made in the pipeline at the inlet of the mixture by mixing it with proppant and chemical reagents (gelling agent and destructor), measuring the density and flow rate of the mixture in the pipeline at the outlet of the mixture preparation unit and calculating the centration proppant mixture [US 4953097].

Недостатком этого способа является отсутствие учета меняющихся текущих значений плотности жидкости и соответствия порции смеси, в которой плотность измерена, соответствующей порции жидкости. Это приводит к тому, что приведенная погрешность определения текущих значений концентрации проппанта по этому способу составляет плюс-минус 10% и более, при времени измерения, равном 15 секундам, в то время как необходима погрешность определения концентрации проппанта не более плюс-минус 3-4%, за то же время измерения.The disadvantage of this method is the lack of consideration of changing current values of the density of the liquid and the correspondence of the portion of the mixture in which the density is measured, the corresponding portion of the liquid. This leads to the fact that the reduced error in determining the current values of proppant concentration by this method is plus or minus 10% or more, with a measurement time of 15 seconds, while the error in determining the proppant concentration is not more than plus or minus 3-4 %, for the same measurement time.

Этот недостаток прототипа поясняется Фиг.1, на которой изображена зависимость скорости счета гамма-плотномера, установленного после агрегата приготовления смеси, от концентрации проппанта для различных типов жидкостей, из которых приготавливается смесь. Из этой зависимости видно, что одному и тому же измеренному значению плотности смеси на выходе из агрегата приготовления смеси может соответствовать разная концентрация проппанта (С1 и С2) для смесей на основе нефтяного или водяного гелей. Как показали наши расчеты, погрешность определения концентрации проппанта в водяном или нефтяном геле, по своей зависимости, с учетом погрешности гамма-плотномера, не будет превышать плюс-минус 20 г/л, что обеспечивает приведенную погрешность не хуже плюс-минус 3,2%, в то время, как каждое изменение плотности геля (плотность нефтяного геля составляет 0,82 г/см3, плотность водяного геля составляет 1,0 г/см3) на 0,01 г/см3 увеличивает погрешность определения концентрации проппанта на 2,44%.This disadvantage of the prototype is illustrated in Figure 1, which shows the dependence of the count rate of the gamma densitometer installed after the mixture preparation unit on the proppant concentration for various types of liquids from which the mixture is prepared. This dependence shows that the same measured value of the density of the mixture at the outlet of the mixture preparation unit may correspond to different proppant concentrations (C1 and C2) for mixtures based on oil or water gels. As our calculations showed, the error in determining the proppant concentration in a water or oil gel, according to its dependence, taking into account the error of the gamma densitometer, will not exceed plus or minus 20 g / l, which ensures a given error of no worse than plus or minus 3.2% , while each change in the density of the gel (the density of the oil gel is 0.82 g / cm 3 the density of the water gel is 1.0 g / cm 3 ) by 0.01 g / cm 3 increases the error in determining the proppant concentration by 2 , 44%.

Действительно, абсолютная погрешность определения объемной концентрации проппанта ΔС составляет:Indeed, the absolute error in determining the proppant volume concentration ΔС is:

ΔС=867 г/л-383 г/л=484 г/л.ΔС = 867 g / l-383 g / l = 484 g / l.

Разность плотностей водяного и нефтятого геля Δρ, приведенных на Фиг.1, равна:The difference in the densities of water and oil gel Δρ shown in Figure 1, is equal to:

Δρ=(1,0-0,82)г/см3=0,18 г/см3.Δρ = (1.0-0.82) g / cm 3 = 0.18 g / cm 3 .

Определим долю абсолютной погрешности ΔС, приходящуюся на изменение плотности геля, равное 0,01 г/см3:Let us determine the fraction of the absolute error ΔС per change in the density of the gel, equal to 0.01 g / cm 3

Figure 00000004
.
Figure 00000004
.

Приведенная погрешность для С, равного 1100 г/л из Фиг.1, будет составлять:The given error for C, equal to 1100 g / l from Figure 1, will be:

приведенная погрешность =

Figure 00000005
.reduced error =
Figure 00000005
.

Задачей изобретения является создание способа определения, с заданной точностью, текущих значений концентрации проппанта в смеси для гидравлического разрыва пласта, приготовленной на основе любых типов жидкостей, например воды с различной степенью минерализации или сортов нефти, различающихся друг от друга по плотности.The objective of the invention is to provide a method for determining, with a given accuracy, the current values of the concentration of proppant in the mixture for hydraulic fracturing, prepared on the basis of any type of fluid, such as water with varying degrees of mineralization or grades of oil, differing in density.

Технический результат, при осуществлении предлагаемого способа, заключается в повышении качества формирования трещины и закрепления искусственного порового пространства в теле пласта при проведении гидравлического разрыва, за счет более точного определения текущих значений концентрации проппанта в смесях, используемых в этом процессе.The technical result, when implementing the proposed method, is to improve the quality of crack formation and fixing the artificial pore space in the body of the reservoir during hydraulic fracturing, by more accurately determining the current values of the proppant concentration in the mixtures used in this process.

Для решения этой задачи, как и в прототипе, способ определения концентрации проппанта в смесях для гидравлического разрыва нефтегазосодержащих пластов включает измерение расхода жидкости до смешивания с проппантом, измерение расхода и плотности смеси, выходящей по трубопроводу из агрегата приготовления смеси, и вычисление концентрации проппанта в смеси по результатам измерений. В отличие от прототипа дополнительно измеряют плотность жидкости до смешивания с проппантом, а текущее значение плотности смеси измеряют через некоторое время задержки, равное времени прохождения порции жидкости через агрегат приготовления смеси, и по результатам измерений соответствующих текущих значений плотности жидкости и смеси определяют текущее значение объемной концентрации проппанта С и массовой доли проппанта Х по формулам:To solve this problem, as in the prototype, a method for determining the proppant concentration in mixtures for hydraulic fracturing of oil and gas containing formations includes measuring the flow rate of the fluid before mixing with the proppant, measuring the flow rate and density of the mixture exiting through the pipeline from the mixture preparation unit, and calculating the proppant concentration in the mixture according to the measurement results. In contrast to the prototype, the liquid density is additionally measured before mixing with the proppant, and the current value of the mixture density is measured after some delay time equal to the passage time of a portion of the liquid through the mixture preparation unit, and the current value of the volume concentration is determined from the results of measurements of the corresponding current values of the liquid and mixture density proppant C and mass fraction of proppant X according to the formulas:

Figure 00000006
Figure 00000006

Figure 00000007
Figure 00000007

где:Where:

ρпр - минералогическая плотность проппанта;ρ CR - mineralogical density of proppant;

ρcм - текущее значение плотности порции смеси;ρ cm is the current value of the density of the portion of the mixture;

ρж - текущее значение плотности порции жидкости;ρ W - the current value of the density of a portion of the liquid;

ρнас - насыпная плотность проппанта;ρ us - bulk density of proppant;

Θ - коэффициент увеличения объема при смешивании жидкости с проппантом и химреагентами (гелеобразователем деструктором).Θ is the coefficient of volume increase when mixing the liquid with proppant and chemicals (gelling agent destructor).

Минералогическая плотность проппанта ρпр и насыпная плотность проппанта ρнас берутся из паспортных данных партии проппанта.The mineralogical proppant density ρ pr and the bulk proppant density ρ us are taken from the passport data of the proppant batch.

Формулы (1) и (2) получены из рассмотрения баланса масс и баланса объемов при приготовлении смеси. Вывод формул описан в Приложении к материалам заявки.Formulas (1) and (2) are obtained from consideration of the mass balance and the volume balance in the preparation of the mixture. The derivation of the formulas is described in the Appendix to the application materials.

Следовательно, измеряя текущие значения плотности жидкости и плотности смеси, можно вычислить по формулам (1) и (2) текущие значения концентрации проппанта С и массовую долю проппанта X. При этом, текущее значение плотности смеси целесообразно измерять через некоторое время задержки после измерения текущего значения плотности жидкости, равное времени прохождения жидкости через агрегат приготовления смеси.Therefore, by measuring the current values of the liquid density and the density of the mixture, it is possible to calculate, using formulas (1) and (2), the current values of the proppant concentration C and the proppant mass fraction X. Moreover, it is advisable to measure the current value of the density of the mixture after some delay time after measuring the current value liquid density equal to the time the liquid passes through the unit for preparing the mixture.

Коэффициент увеличения объема при смешивании жидкости с проппантом и химреагентами Θ, для конкретного типа жидкости, определяют по формуле:The coefficient of volume increase when mixing a liquid with proppant and chemicals Θ, for a particular type of liquid, is determined by the formula:

Figure 00000008
Figure 00000008

где:Where:

ρсм мах - максимально возможное значение текущей плотности смеси в конкретной операции гидроразрыва пласта;ρ cm max - the maximum possible value of the current density of the mixture in a specific hydraulic fracturing operation;

k - константа, подлежащая определению;k is the constant to be determined;

n - показатель степени, принимающей значения 0, 1, 2.n is an exponent taking values of 0, 1, 2.

При этом, конкретное значение параметров k и n для конкретной жидкости можно определить двумя вариантами.Moreover, the specific value of the parameters k and n for a particular fluid can be determined in two ways.

Вариант 1. Конкретные значения параметров k и n для конкретной жидкости выбирают по критерию:Option 1. The specific values of the parameters k and n for a particular fluid are selected according to the criterion:

Figure 00000009
Figure 00000009

где:Where:

Сэкс(ρсм) - экспериментально установленная зависимость объемной концентрации проппанта от плотности смеси;With ex (ρ cm ) - experimentally established dependence of the volume concentration of proppant on the density of the mixture;

Срасч(ρсм) - расчетная зависимость объемной концентрации проппанта от плотности смеси.C calc (ρ cm ) is the calculated dependence of the proppant volume concentration on the density of the mixture.

Вариант 2. Конкретные значения k и n, необходимые для вычисления коэффициента увеличения объема смеси Θ по формуле (3), определяют по измеренной массе проппанта Мпр, закачанной в скважину, путем решения уравнения:Option 2. The specific values of k and n, necessary to calculate the coefficient of increase in the volume of the mixture Θ by the formula (3), are determined by the measured proppant mass M pr pumped into the well by solving the equation:

Figure 00000010
Figure 00000010

где:Where:

Т - время, затраченное на закачивание смеси в скважину;T is the time taken to pump the mixture into the well;

Мпр - измеренная масса проппанта;M CR - measured proppant mass;

Qсм(t) - текущее значение объемного расхода смеси;Q cm (t) is the current value of the volumetric flow rate of the mixture;

t - текущее время измерения расхода и плотности смеси;t is the current time of measuring the flow rate and density of the mixture;

ρсм(t) - текущее значение плотности смеси;ρ cm (t) is the current value of the density of the mixture;

X(t,ρcм,n,k) - текущее значение массовой доли проппанта.X (t, ρ cm , n, k) is the current value of the proppant mass fraction.

Таким образом, задача определения текущих значений объемной концентрации проппанта С и массовой доли проппанта Х по измерению текущих значений плотностей ρсм и ρж, с учетом коэффициента Θ, полностью решена.Thus, the task of determining the current values of the volume concentration of proppant C and the mass fraction of proppant X by measuring the current densities ρ cm and ρ W , taking into account the coefficient Θ, is completely solved.

Изобретение поясняется чертежами, на которых:The invention is illustrated by drawings, in which:

Фиг.1 - зависимость скорости счета гамма - плотномера от концентрации проппанта в рабочих смесях для водяного геля и нефтяного геля;Figure 1 - dependence of the count rate of gamma - density meter on the concentration of proppant in working mixtures for water gel and oil gel;

Фиг.2 - зависимость величины расчетной объемной концентрации проппанта от плотности водяного геля для различных k при n, равном 1;Figure 2 - dependence of the value of the estimated volumetric concentration of proppant on the density of the water gel for various k at n equal to 1;

Фиг.3 - зависимость величины расчетной объемной концентрации проппанта от плотности водяного геля для различных k при n, равном 2;Figure 3 - dependence of the value of the estimated volumetric concentration of proppant on the density of the water gel for various k at n equal to 2;

Фиг.4 - численное решение уравнения (4) при n, равном 1 и 2;Figure 4 is a numerical solution of equation (4) with n equal to 1 and 2;

Фиг.5 - сравнение экспериментальной и расчетных зависимостей объемной концентрации проппанта от плотности смеси при n, равном 1 и 2 для водяного геля;Figure 5 - comparison of the experimental and calculated dependences of the volume concentration of proppant on the density of the mixture at n equal to 1 and 2 for water gel;

Фиг.6 - структурная схема концентратомера проппанта;6 is a structural diagram of a proppant concentration meter;

Фиг.7 - запись параметров гидроразрыва с помощью концентратомера проппанта РИКП-01 на скважине 244, куст 9 Комсомольского месторождения ОАО "Пурнефтегаз", проведенного ОАО "Пурнефтеотдача".7 is a record of fracturing parameters using a proppant concentrator RIKP-01 at well 244, bush 9 of the Komsomolskoye field of OAO Purneftegaz, conducted by OAO Purnefteotdacha.

Практическое определение оптимальных величин n и k по критерию F проиллюстрировано на Фиг.2 и Фиг.3, на которых приведены расчетные зависимости концентрации проппанта от плотности смеси для водяного геля при различных n и k и их сравнение с экспериментально установленной зависимостью объемной концентрации проппанта от плотности смеси Сэкс(ρсм). Видно, что для водяного геля лучшее согласование с экспериментом получается при использовании в формуле (3) n, равного 2, и k, равного 0,6.A practical determination of the optimal values of n and k by criterion F is illustrated in FIG. 2 and FIG. 3, which show the calculated dependences of the proppant concentration on the density of the mixture for water gel for various n and k and their comparison with the experimentally established dependence of the proppant volume concentration on density mixture C ex (ρ cm ). It is seen that for water gel, the best agreement with the experiment is obtained by using n equal to 2 and k equal to 0.6 in formula (3).

Величина Мпр, стоящая в левой части выражения (5), известна, поэтому это выражение можно рассматривать как уравнение для определения величины n и k. Численное решение этого уравнения для водяного геля и n, равного 1, и n, равного 2, показано на Фиг.4. Видно, что для n, равного 1, получаем значение k, равное 0,45, а для n, равного 2, получаем k, равное 0,56.The value of M ol standing on the left side of expression (5) is known, therefore, this expression can be considered as an equation for determining the values of n and k. A numerical solution of this equation for a water gel with n equal to 1 and n equal to 2 is shown in FIG. 4. It can be seen that for n equal to 1, we obtain a value of k equal to 0.45, and for n equal to 2, we obtain k equal to 0.56.

Выбор более подходящего значения коэффициента k осуществляется путем сравнения Сэкс(ρсм) и Срасч(ρсм), полученных при разных значениях n. Этот выбор проиллюстрирован на Фиг.5: выбираем значения n, равное 2, и k, равное 0,56, для водного геля, и используем их для расчета коэффициента Θ по формуле (3).The selection of a more suitable value of the coefficient k is carried out by comparing With ex (ρ cm ) and With calculation (ρ cm ) obtained for different values of n. This choice is illustrated in Figure 5: we select the values of n equal to 2, and k equal to 0.56 for the aqueous gel, and use them to calculate the coefficient Θ by the formula (3).

Предложенный способ реализован в принципе действия концентратомера проппанта, структурная схема которого представлена на Фиг.6.The proposed method is implemented in principle, the action of the proppant concentrator, a structural diagram of which is presented in Fig.6.

Концентратомер проппанта содержит первый датчик 1 расхода и первый датчик 2 плотности жидкости, установленные перед агрегатом приготовления смеси 3, второй датчик 4 расхода и второй датчик 5 плотности смеси жидкости с проппантом, установленные после агрегата приготовления смеси 3, выходы датчиков соединены через концентратор 6 с компьютером 7, который через концентратор 6 связан с индикаторами 8 и 9.The proppant concentration meter contains a first flow sensor 1 and a first liquid density sensor 2 installed in front of the mixture preparation unit 3, a second flow sensor 4 and a second liquid density sensor 5 with proppant installed after the mixture preparation unit 3, the sensor outputs are connected through a hub 6 to a computer 7, which through a hub 6 is connected with indicators 8 and 9.

Концентратомер проппанта работает следующим образом: датчики расхода 1, 4 и датчики плотности 2, 5, установленные на трубопроводах на входе и выходе агрегата приготовления смеси 3, с шагом 15 секунд измеряют текущее значение расхода и плотности жидкости (водяного или нефтяного геля) и смеси, которые через концентратор 6 поступают в персональный компьютер 7. В компьютере 7, с помощью программного обеспечения, с использованием формул (1), (2), (3) вычисляют текущие значения объемной концентрации проппанта С и массовой доли проппанта Х с использованием k и n, предварительно определенных с использованием выражений (4) и (5). Вычисленные текущие значения концентрации проппанта, а также текущие значения плотности, расхода и вычисленная масса проппанта, отданная в скважину, и записываются в памяти компьютера 7, выводятся на дисплей и на цифровые индикаторы 8, 9. По этой экспрессной информации операторы управляют процессом гидравлического разрыва пласта.The proppant concentrate meter works as follows: flow sensors 1, 4 and density sensors 2, 5 installed on pipelines at the inlet and outlet of the mixture preparation unit 3, measure the current value of the flow rate and density of the liquid (water or oil gel) and mixture in increments of 15 seconds, which through the hub 6 enter the personal computer 7. In computer 7, using software, using formulas (1), (2), (3) calculate the current values of the volume concentration of proppant C and the mass fraction of proppant X using k and n, predetermined using the expressions (4) and (5). The calculated current proppant concentration values, as well as the current density, flow rate and calculated proppant mass delivered to the well, are stored in computer memory 7, displayed on the digital display 8, 9. Based on this express information, the operators control the hydraulic fracturing process .

На Фиг.7 приведены результаты графической записи параметров гидроразрыва с помощью концентратомера проппанта РИКП-01 на скважине 244, куст 9 Комсомольского месторождения ОАО "Пурнефтегаз", проведенного ОАО "Пурнефтеотдача". На Фиг.7 кривые обозначают запись определения следующих параметров: 10 - плотность жидкости; 11 - плотность смеси; 12 - концентрация проппанта; 13 - расход смеси; 14 - масса проппанта, отданного в скважину.Figure 7 shows the results of graphical recording of fracturing parameters using a RIKP-01 proppant concentrator at well 244, bush 9 of the Komsomolskoye field of Purneftegaz OJSC, conducted by Purnefteotdacha OJSC. In Fig. 7, the curves indicate a record of the determination of the following parameters: 10 — fluid density; 11 is the density of the mixture; 12 - proppant concentration; 13 - flow rate of the mixture; 14 - the mass of proppant given into the well.

Таким образом, измеряя текущие значения плотности жидкости и плотности смеси, например с помощью гамма-плотномера, можно вычислить по формулам (1) и (2) текущие значения концентрации проппанта С и массовую долю проппанта X. При этом, текущее значение плотности смеси целесообразно измерять через некоторое время задержки после измерения текущего значения плотности жидкости, равное времени прохождения жидкости через агрегат приготовления смеси. Это время τ можно предварительно определить по формуле:Thus, by measuring the current values of the liquid density and the density of the mixture, for example using a gamma-density meter, it is possible to calculate the current values of the proppant concentration C and the proppant mass fraction X by formulas (1) and (2). Moreover, it is advisable to measure the current value of the density of the mixture after some time delay after measuring the current value of the density of the liquid, equal to the time the liquid passes through the unit for preparing the mixture. This time τ can be previously determined by the formula:

Figure 00000011
Figure 00000011

где: S - расстояние между плотномерами;where: S is the distance between the densitometers;

V - скорость движения жидкости.V is the fluid velocity.

Оценим погрешность определения объемной концентрации проппанта С по формуле (1). Формула для оценки полной погрешности ΔС(ρсм, ρж) имеет вид:Let us estimate the error in determining the proppant volume concentration C by the formula (1). The formula for estimating the total error ΔС (ρ cm , ρ W ) has the form:

Figure 00000012
Figure 00000012

Результаты оценки приведенной погрешности определения объемной концентрации проппанта для водяного геля, с использованием формулы (7) при погрешности гамма - плотномера плюс-минус 0,02 г/см-3 для доверительной вероятности 0,95 и времени усреднения 15 секунд, приведены в таблице 1.The results of the estimation of the reduced error in determining the proppant volume concentration for water gel using formula (7) with a gamma-density meter error of plus or minus 0.02 g / cm -3 for a confidence probability of 0.95 and averaging time of 15 seconds are shown in Table 1 .

 
Таблица 1
Оценка приведенной погрешности определения объемной концентрации проппанта для смеси на основе водяного геля
Table 1
Evaluation of the given error in determining the proppant volume concentration for a mixture based on water gel Плотность смеси, г/см-3 The density of the mixture, g / cm -3 ΔС(ρсм,ρж), г×л-1 ΔС (ρ cm , ρ W ), g × l -1 ±ΔСсм ± ΔС cm ±ΔСж ± ΔС w Приведенная погрешность, %Reduced error,% 1,081,08 121,3121.3 15,815.8 15,115.1 1,71.7 1,181.18 298,7298.7 17,917.9 16,216,2 1,91.9 1,301.30 537,2537.2 21,221,2 17,617.6 2,22.2 1,401.40 823,1823.1 25,925.9 19,219.2 2,62.6 1,481.48 1106,41106.4 31,331.3 20,320.3 3,03.0 1,501,50 1205,91205.9 33,433,4 20,620.6 3,13,1

Из таблицы 1 видно, что предложенный способ обеспечивает для водяного геля приведенную погрешность не хуже плюс-минус 3,1%, т.е. полностью решает поставленную задачу.From table 1 it is seen that the proposed method provides for the water gel the given error is not worse than plus or minus 3.1%, i.e. completely solves the task.

Опытный образец радиоизотопного концентратомера проппанта РИКП-01 прошел испытания в ОАО "Пурнефтеотдача" (г. Губкинский Ямала-Ненецкого автономного округа).The prototype of the RIKP-01 proppant radioisotope concentrator was tested at Purnefteotdacha OJSC (Gubkinsky, Yamal-Nenets Autonomous Okrug).

Приложение: Вывод формул для определения концентрации проппанта и массовой доли проппанта.Appendix: Derivation of formulas for determining proppant concentration and proppant mass fraction.

Текущее значение объемной концентрации проппанта С и массовой доли проппанта Х определяют по формулам:The current value of the volume concentration of proppant C and the mass fraction of proppant X is determined by the formulas:

Figure 00000013
Figure 00000013

Figure 00000014
Figure 00000014

ρпр - минералогическая плотность проппанта;ρ CR - mineralogical density of proppant;

ρж - текущее значение плотности порции жидкости;ρ W - the current value of the density of a portion of the liquid;

ρнас - насыпная плотность проппанта;ρ us - bulk density of proppant;

ρсм - текущее значение плотности порции смеси;ρ cm is the current value of the density of the portion of the mixture;

Θ - коэффициент увеличения объема при смешивании жидкости с проппантом и химреагентами (гелеобразователем, деструктором).Θ - coefficient of volume increase when mixing the liquid with proppant and chemicals (gelling agent, destructor).

Формулы (1) и (2) получают из рассмотрения баланса масс и баланса объемов при приготовлении смеси. Действительно, обозначим:Formulas (1) and (2) are obtained from consideration of the mass balance and volume balance in the preparation of the mixture. Indeed, we denote:

Мж - масса жидкости в смеси;M W - the mass of liquid in the mixture;

Vж - объем жидкости в смеси;V W - the volume of liquid in the mixture;

Figure 00000015
- плотность жидкости;
Figure 00000015
- fluid density;

Мпр - масса проппанта в смеси;M CR - the mass of proppant in the mixture;

Vпp - истинный объем проппанта в смеси;V p - the true volume of proppant in the mixture;

Vнас - насыпной объем проппанта в смеси;V us - bulk volume of proppant in the mixture;

Figure 00000016
- минералогическая плотность проппанта;
Figure 00000016
- mineralogical density of proppant;

Figure 00000017
- насыпная плотность проппанта;
Figure 00000017
- bulk density of proppant;

Figure 00000018
- коэффициент заполнения объема проппантом;
Figure 00000018
- proppant volume fill factor;

Vпуст=(1-α)·Vнас - объем пустого пространства в объеме, занимаемом проппантом;V is empty = (1-α) · V us is the volume of empty space in the volume occupied by the proppant;

Мсм - масса смеси;M cm is the mass of the mixture;

Vсм - объем смеси;V cm is the volume of the mixture;

Figure 00000019
- плотность смеси.
Figure 00000019
- the density of the mixture.

Требуется по измеренным ρж и ρсм найти концентрацию проппанта

Figure 00000020
и массовую долю проппанта
Figure 00000021
.It is required to find the proppant concentration from the measured ρ W and ρ cm
Figure 00000020
and proppant mass fraction
Figure 00000021
.

Запишем баланс объемов и баланс масс после приготовления смеси:We write the balance of volumes and the mass balance after preparation of the mixture:

Figure 00000022
Figure 00000022

где:Where:

Θ - коэффициент увеличения объема смеси, используемый в (1) и (2) (объем смеси больше суммы объемов проппанта и жидкости),Θ is the coefficient of increase in the volume of the mixture used in (1) and (2) (the volume of the mixture is greater than the sum of the volumes of proppant and liquid),

Figure 00000023
Figure 00000023

Выразим плотность смеси через массы и объемы ее составляющих:Express the density of the mixture through the masses and volumes of its components:

Figure 00000024
Figure 00000024

Заметив, что Мж=(1-Х)·Мсм и Мпр=Х·Мсм, перепишем выражение (10) в виде:Noting that M W = (1-X) · M cm and M pr = X · M cm , we rewrite expression (10) in the form:

Figure 00000025
Figure 00000025

Далее приведем выражение (11) к общему знаменателю и получим:Next, we bring expression (11) to a common denominator and get:

Figure 00000026
Figure 00000026

Из выражения (12) находим X:From expression (12) we find X:

Figure 00000027
Figure 00000027

Концентрация проппанта С выражается формулой:The proppant concentration C is expressed by the formula:

Figure 00000028
Figure 00000028

Подставив в формулу (13) выражение для Х, получим:Substituting the expression for X in formula (13), we obtain:

Figure 00000029
Figure 00000029

Claims (4)

1. Способ определения концентрации проппанта в смесях для гидравлического разрыва нефтегазосодержащих пластов, включающий измерение расхода жидкости до смешивания с проппантом, измерение расхода смеси и измерение плотности смеси, выходящей по трубопроводу из агрегата приготовления смеси, вычисление текущих значений концентрации проппанта по результатам измерений, отличающийся тем, что дополнительно измеряют плотность жидкости до смешивания с проппантом, а текущее значение плотности смеси измеряют через некоторое время задержки, равное времени прохождения порции жидкости через агрегат приготовления смеси, и по результатам измерений соответствующих текущих значений плотностей жидкости и смеси определяют текущее значение объемной концентрации проппанта С и массовой доли проппанта Х в смеси по формулам:1. The method of determining the concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil and gas reservoirs, including measuring the flow rate of the fluid before mixing with the proppant, measuring the flow rate of the mixture and measuring the density of the mixture exiting through the pipeline from the unit for preparing the mixture, calculating the current values of the proppant concentration according to the measurement results, characterized in that additionally measure the density of the liquid before mixing with the proppant, and the current value of the density of the mixture is measured after some time delay, ra Noe time passage portion through the liquid mixture preparation unit, and the results of measurements corresponding to current values of the densities of the liquid mixture is determined and the current value of the volume concentration of proppant C and proppant mass fraction X in a mixture of the formulas:
Figure 00000030
Figure 00000030
Figure 00000031
Figure 00000031
 где ρпр - минералогическая плотность проппанта;where ρ CR - mineralogical density of proppant; ρж - текущее значение плотности жидкости;ρ W - the current value of the density of the liquid; ρнас - насыпная плотность проппанта;ρ us - bulk density of proppant; ρcм - текущее значение плотности смеси;ρ cm is the current value of the density of the mixture; Θ - коэффициент увеличения объема смеси при смешивании жидкости с проппантом и химреагентами.Θ is the coefficient of increase in the volume of the mixture when mixing the liquid with proppant and chemicals. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что коэффициент увеличения объема смеси Θ для используемого типа жидкости определяют по формуле:2. The method according to claim 1, characterized in that the coefficient of increase in the volume of the mixture Θ for the type of liquid used is determined by the formula:
Figure 00000032
Figure 00000032
 где k - некоторая константа, подлежащая определению;where k is a constant to be determined; n - показатель степени, принимающий значение 0, 1, 2;n is an exponent taking the value 0, 1, 2; ρсм мах - максимально возможное значение текущей плотности смеси в конкретной операции гидроразрыва пласта.ρ cm max - the maximum possible value of the current density of the mixture in a specific hydraulic fracturing operation. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что конкретные значения параметров константы k и показателя степени n для конкретной жидкости выбирают по критерию:3. The method according to claim 2, characterized in that the specific values of the parameters of the constant k and exponent n for a particular fluid are selected according to the criterion:
Figure 00000033
Figure 00000033
 где Сэкс(ρсм) - экспериментально установленная зависимость объемной концентрации проппанта от плотности;where C ex (ρ cm ) is the experimentally established dependence of the proppant volume concentration on density; Срасч(ρсм) - расчетная зависимость объемной концентрации проппанта от плотности смеси.C calc (ρ cm ) is the calculated dependence of the proppant volume concentration on the density of the mixture. 4. Способ по п.2, отличающийся тем, что конкретные значения параметров константы k и показателя степени n для конкретной жидкости определяют по измеренной массе проппанта Мпр, закачанной в скважину, по уравнению:4. The method according to claim 2, characterized in that the specific values of the parameters of the constant k and exponent n for a particular fluid are determined by the measured proppant mass M pr pumped into the well, according to the equation:
Figure 00000034
Figure 00000034
 где Мпр - измеренная масса проппанта;where M CR - the measured mass of the proppant; Qcм(t) - текущее значение объемного расхода смеси;Q cm (t) is the current value of the volumetric flow rate of the mixture; t - текущее время измерения расхода и плотности смеси;t is the current time of measuring the flow rate and density of the mixture; ρсм(t) - текущее значение плотности смеси;ρ cm (t) is the current value of the density of the mixture; X(t, ρcм, n, k) - текущее значение массовой доли проппанта;X (t, ρ cm , n, k) is the current value of the proppant mass fraction; Т – время, затраченное на закачивание смеси в скважину.T is the time taken to pump the mixture into the well.
RU2004103251/28A 2004-02-04 2004-02-04 Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds RU2253856C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004103251/28A RU2253856C1 (en) 2004-02-04 2004-02-04 Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004103251/28A RU2253856C1 (en) 2004-02-04 2004-02-04 Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2253856C1 true RU2253856C1 (en) 2005-06-10

Family

ID=35834603

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004103251/28A RU2253856C1 (en) 2004-02-04 2004-02-04 Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2253856C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8960293B2 (en) 2007-05-30 2015-02-24 Schlumberger Technology Corporation Method of propping agent delivery to the well
RU2639345C2 (en) * 2013-05-28 2017-12-21 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Method for synchronizing pulses in heterogeneous arrangement for hydraulic fracturing of formation

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8960293B2 (en) 2007-05-30 2015-02-24 Schlumberger Technology Corporation Method of propping agent delivery to the well
US9797232B2 (en) 2007-05-30 2017-10-24 Schlumberger Technology Corporation Method of propping agent delivery to the well
RU2639345C2 (en) * 2013-05-28 2017-12-21 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Method for synchronizing pulses in heterogeneous arrangement for hydraulic fracturing of formation
US9896923B2 (en) 2013-05-28 2018-02-20 Schlumberger Technology Corporation Synchronizing pulses in heterogeneous fracturing placement

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7207229B2 (en) Multiphase Coriolis flowmeter
CN103233726B (en) Experimental calibration method of saturation degree and water production rate logging evaluation model of water-flooded layer
Yamada et al. Measuring hydraulic permeability in a streambed using the packer test
US20220214262A1 (en) Method and apparatus for measuring stress dependency of shale permeability with steady-state flow
US7614276B2 (en) Method for determining absolute density of cement slurry
CN111948341B (en) Device and method for testing bubble rising speed under solid-liquid two-phase condition
RU2253856C1 (en) Method for determining concentration of proppant in mixtures for hydraulic fracturing of oil-containing beds
Chen et al. Experimental investigation of solute transport across transition interface of porous media under reversible flow directions
Zhu et al. An innovative technology for Coriolis metering under entrained gas condition
CN105844011A (en) Capillary model-based permeability computing method
Fernø et al. Quick and affordable SCAL: spontaneous core analysis
Pirson et al. Prediction of relative permeability characteristics of intergranular reservoir rocks from electrical resistivity measurements
CN108240948A (en) The double pressure vibration tubular type drilling fluid density on-line measurement instrument of thermostatic type and measuring method
CN208255023U (en) A kind of Carbonate Reservoir grease phase percolation curve measuring device
Ferno et al. Spontaneous imbibition revisited-a new method to determine KR and PC by inclusion of the capillary backpressure
CN206440570U (en) The double pressure vibration tubular type drilling fluid density on-line measurement instrument of thermostatic type
RU2220282C1 (en) Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation
RU2519236C1 (en) Method for determining parameters of oil-gas-water flow
RU2535527C1 (en) Method of determining quantitative composition of multi-component medium (versions)
Mamonov et al. Experimental Determination of the Volume Concentration of the Gas Phase in Gas–Liquid Flow
RU2795509C2 (en) Method for improving the reliability of the results of cyclic determination of the water content of produced oil
CN109668817B (en) Testing device and testing method for water seepage interference degree of asphalt mixture
Ehrenberg DISCUSSION AND REPLY
JP3126584B2 (en) Device for measuring the component ratio of fluid flowing in a transport pipe
SU1339399A1 (en) Method of measuring volume of unsolved gas in liquid

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20060205

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20070420

PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20080414

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20090205