RU2258136C1 - Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2258136C1 RU2258136C1 RU2003137782/03A RU2003137782A RU2258136C1 RU 2258136 C1 RU2258136 C1 RU 2258136C1 RU 2003137782/03 A RU2003137782/03 A RU 2003137782/03A RU 2003137782 A RU2003137782 A RU 2003137782A RU 2258136 C1 RU2258136 C1 RU 2258136C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sand
- emulsifier
- calcium chloride
- carrier fluid
- sand carrier
- Prior art date
Links
Landscapes
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям-песконосителям для гидравлического разрыва пласта (ГРП). Техническим результатом является повышение пескоудерживающей способности жидкости-песконосителя за счет увеличения вязкости и стабильности, что обеспечивает снижение ее расхода, объемной скорости закачивания, и как следствие уменьшение количества используемых технических средств и оборудования при проведении ГРП, повышение показателя восстановления проницаемости продуктивного пласта за счет предотвращения загрязнения его призабойной зоны. Жидкость-песконоситель для ГРП, состоящая из углеводородной жидкости, катионоактивного поверхностно-активного вещества - продукта производства ланолина, полученного путем переработки шерстного жира, и водной фазы, содержит в качестве указанного катионоактивного поверхностно-активного вещества эмульгатор СПЛ, а в качестве водной фазы - водный раствор хлорида кальция плотностью 1010-1020 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная жидкость 20-25, эмульгатор СПЛ 0,5-1,5, указанный раствор хлорида кальция - остальное. Жидкость-песконоситель в качестве углеводородной жидкости содержит газовый конденсат или дизельное топливо, или нефть. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям-песконосителям для гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известна жидкость-песконоситель для ГРП, содержащая нефть, пластовую воду и добавку - соапсток - отход масложирового производства при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Нефть | 20,03-21,60 |
| Соапсток - отход масложирового производства | 0,60-1,33 |
| Пластовая вода общей минерализации не менее 262 г/л | остальное, |
(см. патент РФ №2061853 от 09.11.1993 г. по кл. Е 21 В 43/12, 43/26 опубл. в ОБ №16, 1996 г.).
Недостатками указанной жидкости-песконосителя является ее низкая пескоудерживающая способность и невысокий показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта. Обусловлено это следующими причинами: указанная жидкость-песконоситель представляет собой обратную эмульсию (вода в масле), эмульгатором в которой является соапсток - отход масложирового производства, получаемый в основном как отход при переработке растительных масел. В своем составе он содержит до 80% жира, а остальное - белковые осадки и небольшое количество омыляемых веществ, содержащих в углеводородной цепи 6-12 атомов углерода. В то же время наилучшее стабилизирующее эмульсию действие мыл наблюдается при содержании в их углеводородной цепи до 18 атомов углерода.
Ввиду этого получаемая обратная эмульсия имеет низкую вязкость, повышенную фильтрацию в пласт и низкую стабильность, то есть быстро расслаивается на воду и более концентрированную эмульсию, что является причиной низкой пескоудерживающей способности. При быстром расслоении ее вязкость по объему будет неоднородной и песок из данной жидкости-песконосителя будет выпадать в осадок в отделившемся фильтрате, а последний, проникая в продуктивный пласт, будет загрязнять его призабойную зону, что приводит к снижению показателя восстановления проницаемости продуктивного пласта;
- известен эмульсионный состав для ГРП, проявляющий свойства жидкости-песконосителя, содержащий углеводородную фазу, маслорастворимый эмульгатор, понизитель фильтрации - конденсированную сульфит-спиртовую барду или лигносульфат, водную фазу - пресную или минерализованную воду и фазу раствор водорастворимого полимера на пресной или минерализованной воде при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Углеводородная фаза: дизельное топливо или газоконденсат, или нефть | 5-25 |
| Маслорастворимый эмульгатор: эмультал или нефтенол-НЗ, или нефтехимеко-1, или ЭС-2 | 0,3-5,0 |
| Конденсированная сульфитно-спиртовая барда или лигносульфонат | 0,1-1,0 |
| Раствор водорастворимого полимера, приготовленный на пресной или минерализованной воде, содержащий 0,3-1,0 мас.% ПАА или КМЦ | 5-25 |
| Водная фаза: вода пресная или минерализованная | остальное, |
(см. патент РФ №2097547 от. 19.09.1996 г. по кл. Е 21 В 43/26 опубл. в ОБ №33, 1997 г.).
Недостатком указанного состава является низкий показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта.
Обусловлено это следующими причинами: водорастворимые полимеры - полиакриламид или КМЦ, при разложении полученной эмульсии в поровом пространстве расклинивающего агента или продуктивного пласта адсорбируются на стенках пор, особенно в условиях высокой минерализации воды (высаливаются). Гидрофильные поверхности стенок пор эффективно адсорбируют водный раствор полимеров и образуют прочные адсорбционные связи. Из-за этого при промывке продуктивного пласта не удается удалить эти пленки. За счет этого уменьшается объем порового пространства и снижается проводимость трещины. С другой стороны, полиакриламид совместно с высококонцентрированным водным раствором хлорида кальция или с минерализованной водой очень быстро после приготовления состава образует высоковязкие и прочные гели, которые после проведения ГРП практически полностью кольматируют поровое пространство в расклинивающем агенте и в продуктивном пласте, адсорбируются на стенках пор, таким образом происходит загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта, что значительно снижает показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта. К тому же очень высокая вязкость таких составов (см. описание к патенту, таблица 2, примеры ) делает их нетекучими, что затрудняет их использование при ГРП; в качестве прототипа взята жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта, содержащая ингредиенты, мас.%:
| Газовый конденсат | 15,22 |
| РЭМ | 0,50 |
| Пластовая вода | 84,28, |
(см. Ю.М.Басарыгин, П.П.Макаренко, В.Д.Мавромати. Ремонт газовых скважин. М., ОАО «Издательство Недра», 1998, с. 19, 169-172). Количество реагентов пересчитаны авторами.
Катионоактивное поверхностно-активное вещество - эмульгатор РЭМ является продуктом омыления триэтаноламином отхода при переработке кислот шерстного жира для получения ланолина с общей формулой
RCON(C2H4OH)2,
где R - радикал кислот шерстного жира.
Недостатками указанной жидкости-песконосителя является ее низкая пескоудерживающая способность и невысокий показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта. Обусловлено это следующими причинами: указанная жидкость-песконоситель представляет собой обратную эмульсию. РЭМ хорошо растворяется в углеводородных жидкостях и чуть хуже в воде. Он не образует стабильную обратную эмульсию, так как для образования стабильной обратной эмульсии необходимо, чтобы у эмульгатора действие неполярной группы молекулы преобладало над действием полярной группы. Другими словами, эмульгатор препятствует слипанию (коалесценции) капелек дисперсной фазы только тогда, когда он находится у поверхности с наружной стороны капельки воды, то есть лучше растворяется в дисперсионной среде. В указанной жидкости-песконосителе этого не происходит. Поэтому при эмульгировании на границе раздела фаз образуются маловязкие и непрочные слои эмульгатора. Как следствие этого указанная жидкость-песконоситель имеет невысокую вязкость, повышенную фильтрацию и низкую стабильность, то есть быстро расслаивается, что в свою очередь приводит к снижению пескоудерживающей способности (см. пример №22 акта испытаний). При закачивании в скважину жидкости-песконосителя с песком происходит ее расслоение, что может вызвать преждевременное выпадение песка в осадок в отделившемся фильтрате и неполное закрепление трещины. Проникая в продуктивный пласт, отделившийся фильтрат загрязняет его призабойную зону, что снижает показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта. Быстрое расслоение жидкости-песконосителя не позволяет готовить ее на скважине заранее. Невысокая пескоудерживающая способность вызывает необходимость увеличения ее расхода и объемной скорости закачивания в скважину при проведении ГРП и приводит к увеличению количества технических средств и оборудования при проведении ГРП.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:
- повышается пескоудерживающая способность жидкости-песконосителя за счет увеличения вязкости и стабильности, что обеспечивает снижение ее расхода, объемной скорости закачивания и как следствие уменьшение количества используемых технических средств и оборудования при проведении ГРП;
- повышается показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта за счет предотвращения загрязнения его призабойной зоны.
Технический результат достигается с помощью известной жидкости-песконосителя для ГРП, состоящей из углеводородной жидкости, катионоактивного поверхностно-активного вещества - продукта производства ланолина, полученного путем переработки шерстного жира, и водной фазы, которая в качестве катионоактивного поверхностно-активного вещества содержит эмульгатор СПЛ, а в качестве водной фазы - водный раствор хлорида кальция плотностью 1010-1020 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Углеводородная жидкость | 20-25 |
| Эмульгатор СПЛ | 0,5-1,5 |
| Указанный раствор хлорида кальция | остальное. |
Жидкость-песконоситель в качестве углеводородной жидкости содержит газовый конденсат или дизельное топливо, или нефть.
Заявляемая жидкость-песконоситель соответствует условию «новизны».
Используют газовый конденсат, дизельное топливо по ГОСТу 305-82, хлорид кальция - по ГОСТу 4460-87, эмульгатор СПЛ - по ТУ 00323708-01-03 (прилагается).
Эмульгатор СПЛ - это соапсток производства ланолина, который получается в качестве отходов при щелочной рафинации шерстного жира. Он представляет собой сложную эмульсионно-суспензионную систему, содержащую нейтральный шерстный жир, нейтральные и кислые натриевые мыла, неомыляемые вещества и воду.
Приготовление заявляемой жидкости-песконосителя сводится к совместному диспергированию двух жидкостей - раствора эмульгатора СПЛ в углеводородной жидкости и водного раствора хлорида кальция до получения однородной обратной эмульсии. При этом в получаемой обратной эмульсии на границе раздела фаз в тонких слоях эмульгатора очень быстро идет реакция замещения катиона натрия (Na+) на катион кальция (Са2+). Образовавшееся кальциевое мыло очень хорошо растворяется в углеводородной жидкости и практически не растворяется в воде. Поэтому в эмульсии катионоактивный эмульгатор СПЛ адсорбируется на поверхности воды, а гибкие длинные участки его молекул растворены во внешней неполярной фазе (углеводородной жидкости). При этом слои эмульгатора СПЛ приобретают высокую вязкость и прочность, что обеспечивает эмульсии-жидкости-песконосителю высокую вязкость и стабильность. Стабилизируют жидкость-песконоситель также находящиеся в эмульгаторе СПЛ нейтральный жир и неомыляемые вещества, которые увеличивают толщину слоя эмульгатора на межфазной поверхности и его прочность на границе раздела фаз. Высокую стабильность обеспечивает также и высокое содержание в эмульгаторе СПЛ солей жирных кислот (мыла), а также то, что число углеродных атомов в углеводородной цепи эмульгатора доходит до 18, что повышает его эмульгирующую способность.
В предлагаемой жидкости-песконосителе обратной эмульсии дисперсной фазой является вода, а дисперсионной средой - углеводородная жидкость, что обеспечивает ее гидрофобность. При этом малое содержание дисперсионной среды (20-25 мас.%) делает жидкость-песконоситель высоковязкой, что в свою очередь обеспечивает ей высокую пескоудерживающую способность, то есть седиментационную устойчивость. Это обусловлено тем, что скорость седиментации частицы песка обратно пропорциональна вязкости среды, в которой находится песок.
Таким образом, высокая вязкость и стабильность обеспечивает жидкости-песконосителю высокую пескоудерживающую способность, что обуславливает снижение ее расхода, объемной скорости закачивания и как следствие приводит к уменьшению количества используемых технических средств и оборудования при проведении ГРП, а благодаря низкому показателю фильтрации в продуктивный пласт предотвращается загрязнение его призабойной зоны, что в свою очередь приводит к достижению высокого показателя восстановления проницаемости последнего.
Кроме того, при проведении ГРП при продавливании жидкости-песконосителя в пласт возникает повышенное сопротивление на границе скважина - пласт, что позволяет получать трещины в самом слабом месте пласта или в зоне пропластков с максимальной проницаемостью, а следовательно, и с максимальным дебитом добываемого флюида, что увеличивает эффективность ее использования.
Используемые для приготовления жидкости-песконосителя ингредиенты не токсичны, а сама она не растворяется в воде, поэтому и не загрязняет пластовые воды.
Таким образом, согласно вышесказанному, обеспечивается достижение заявляемого технического результата.
Содержание в жидкости-песконосителе углеводородной жидкости менее 20 мас.% и эмульгатора СПЛ менее 0,5 мас.% (см. примеры №№10,12 и 14 акт испытаний) приводит к ухудшению свойств жидкости-песконосителя.
Содержание в жидкости-песконосителе углеводородной жидкости более 25 мас.% и эмульгатора СПЛ более 1,5 мас.% не требуется (см. примеры №№11, 13 и 15 акта испытаний), так как ее свойства практически не улучшаются.
Содержание в жидкости-песконосителе водного раствора хлорида кальция плотностью менее 1010 кг/м3 не обеспечивает полного омыления эмульгатора СПЛ до получения кальциевой соли жирных кислот (см. примеры №№17, 19 и 21 акта испытаний), а плотностью более 1020 кг/м3 не требуется, так как уже обеспечено полное омыление эмульгатора, резко возрастает вязкость жидкости-песконосителя, делая ее нетекучей (см. примеры №№16, 18 и 20 акта испытаний).
По имеющимся источникам известности, не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату, что позволяет сделать вывод о соответствии решения условию «изобретательский уровень».
Более подробно сущность предлагаемого изобретения описывается следующими примерами.
В промысловых условиях используют жидкость-песконоситель при ГРП на скважине №239 Пунгинского ПХГ:
Исходные данные
| Диаметр эксплуатационной колонны, м | 0,146 |
| Глубина спуска эксплуатационной колонны, м | 1726 |
| Первоначальный искусственный забой, м | 1701 |
| Интервал перфорации, м | 1662-1700 |
| Текущее пластовое давление, МПа | 5,82 |
| Наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), dн нкт, м | 0,073 |
| Внутренний диаметр НКТ, dв нкт, м | 0,062 |
| Глубина спуска НКТ, hнкт, м | 1700 |
| Глубина установки пакера за НКТ, м | 1654-1658 |
| Расчетное давление гидравлического разрыва пласта, Ргр, МПа | 34,56 |
Для проведения ГРП используют кварцевый песок фракции 0,4-1,0 мм Волгоградского карьера в количестве Qп=18 т с концентрацией его в жидкости-песконосителе Сп=600 кг/м3.
Определяют объем жидкости-песконосителя по формуле
где Vжп - объем жидкости-песконосителя, м3;
Qп - количество песка, кг;
Сп - концентрация песка в жидкости-песконосителе, кг/м3,
Готовят жидкость-песконоситель при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Газовый конденсат | 20 |
| Эмульгатор СПЛ | 0,5 |
| Водный раствор хлорида кальция плотностью 1020 кг/м3 | 79,5 |
Плотность данной жидкости-песконосителя ρжп=969 кг/м3. С учетом этого масса жидкости-песконосителя составляет Qжп=969·33=31977 кг.
Для приготовления жидкости-песконосителя используют ингредиенты в следующих количествах:
Газовый конденсат плотностью 765 кг/м3:
Эмульгатор СПЛ плотностью 1000 кг/м3:
Водный раствор хлорида кальция плотностью 1020 кг/м3
На 1 м3 водного раствора хлорида кальция плотностью 1020 кг/м3 требуется 25,8 кг хлорида кальция. Следовательно, для приготовления 24,92 м3 водного раствора расход хлорид кальция составляет 24,92·25,8=642,9 кг.
С учетом этого масса воды для приготовления указанного раствора хлорида кальция составляет 25421,7 - 642,9=24778,8 кг или 24,78 м3.
Готовят жидкость-песконоситель следующим образом: в емкости объемом 10 м3 в 8,36 м3 газового конденсата растворяют 159,9 кг эмульгатора СПЛ, в емкости объемом 30 м3. В 24,78 м3 воды растворяют 642,9 кг хлорида кальция. Оба раствора одновременно откачивают через диспергатор цементирующиего агрегата ЦА-320М в емкость объемом 40 м3. Полученную эмульсию дополнительно диспергируют 1-2 цикла до получения однородной эмульсии.
Свойства жидкости-песконосителя: пластическая вязкость - 142 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 226 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,2 см3.
Для скважины №239 Пунгинского ПХГ в качестве жидкости разрыва используют техническую воду в объеме Vжр=10,0 м3.
Определяют число пескосмесителей марки УСП-50, исходя из загрузочной массы их бункеров (9 т) и количества закачиваемого песка (18 т),
Определяют число насосных агрегатов 4АН-700, необходимых для проведения работ по ГРП
nна - число насосных агрегатов, шт;
Рур - устьевое давление разрыва пласта, МПа;
Qжр - темп закачивания жидкости разрыва, л/с;
РА - рабочее давление агрегата, МПа;
QA - подача агрегата при рабочем давлении, л/с;
к - коэффициент технического состояния агрегатов;
N - число резервных агрегатов, шт.
Qжр=15 л/с; РА=26 МПа; QA=17,3 л/с; к=0,65.
Рур=1,15-1,25 (Ргр-Ргст),
где Ргст - гидростатическое давление на продуктивный пласт столба жидкости разрыва в НКТ, МПа.
Ргст=ρжп·g·hнкт·10-6;
Ргст=969·9,81·1700·10-6=16,16 МПа.
Рур=1,25·(34,56-16,16)=23,0 МПа.
С учетом этого число необходимых насосных агрегатов будет составлять
Для подготовки используемых жидкостей на площадке скважины необходимо иметь металлические емкости вместимостью 70-80 м3. Осуществляют проведение ГРП.
Промывают скважину до искусственного забоя.
Поднимают НКТ, проверяют их состояние и спрессовывают на давление 30 МПа.
Спускают НКТ с пакером и пакеруют кольцевое пространство за НКТ. Далее осуществляют обвязку технологического оборудования и вспомогательных средств между собой и со скважиной.
Опрессовывают манифольды нагнетательных линий от насосных агрегатов к скважине давлением в 1,5 раза большим рабочего давления при гидравлическом разрыве -35 МПа.
Закачивают жидкость разрыва в пласт: сначала одним агрегатом 4АН-700, а затем последовательным включением других ступенчато увеличивают темп закачивания до 15 л/с, проверяют герметичность пакера, устанавливают факт разрыва пласта и включают в работу пескосмесители.
Жидкость-песконоситель с песком и продавочную жидкость (воду) закачивают с темпом и рабочим давлением, при которых был зафиксирован разрыв пласта.
При этом объем продавочной жидкости составляет
По окончании продавливания скважину закрывают и оставляют до момента снижения избыточного давления на устье до атмосферного - 2 часа. После этого извлекают пакер, промывают скважину, определяют приемистость пласта и вводят ее в эксплуатацию.
После проведения ГРП с использованием предлагаемой жидкости-песконосителя рабочий дебит скважины по газу увеличился в 2,5 раза. В сравнении с прототипом концентрация песка в жидкости-песконосителе увеличилась в 1,33 раза, что обеспечило снижение объема жидкости-песконосителя в 1,2 раза.
Объемная скорость закачивания жидкости-песконосителя с песком уменьшилась в 1,67 раза. В связи с чем сокращено число насосных агрегатов на один и время проведения работ по ГРП.
Лабораторные примеры
Пример 1
Для приготовления 1000 г жидкости-песконосителя: в 242,4 мл дизельного топлива (ρ=825 кг/м3), что составляет 20 мас.%, растворяют 5 г эмульгатора СПЛ (ρ=1000 кг/м3), что составляет 0,5 мас.%. Затем этот раствор смешивают с 779,4 мл водного раствора хлорида кальция (ρ=1020 кг/м3), что составляет 79,5 мас.%, выливают в стакан, устанавливают его в миксер с числом оборотов 7000-1с и диспергируют до получения однородной эмульсии.
Свойства жидкости песконосителя: плотность - 981 кг/м3, пластическая вязкость - 188 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 263 дПа, фильтрация за 30 минут - 1,70 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0, через 2 часа - 0,012 г/см3, коэффициент восстановления проницаемости - 99,0%.
Пример 2
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Дизельное топливо | 225/22,5 (используют 272,7 мл ρ=825 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 10/1,0 |
| Водный раствор хлорида кальция | 765/76,5 (используют 753,7 мл ρ=1015 кг/м3) |
Проводят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 977 кг/м3, пластическая вязкость - 152 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 220 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,08 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0, через 2 часа - 0,017 г/см3, коэффициент восстановления проницаемости - 98,8%.
Пример 3
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Дизельное топливо | 250/25 (используют 303,0 мл ρ=825 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 15/1,5 |
| Водный раствор хлорида кальция | 735/73,5 (используют 727,7 мл ρ=1010 кг/м3) |
Проводят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 971 кг/м3, пластическая вязкость - 118 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 179 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,50 см3 стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0,013 г/см3, через 2 часа - 0,021 г/см3, коэффициент восстановления проницаемости - 99,0%.
Пример 4
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Газовый конденсат | 200/20 (используют 261,4 мл ρ=765 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 5/0,5 |
| Водный раствор хлорида кальция | 795/79,5 (используют 779,4 мл ρ=1020 кг/м3) |
Производят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 969 кг/м3, пластическая вязкость - 142 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 226 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,20 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0,008 г/см3, через 2 часа - 0,018 г/см3 коэффициент восстановления проницаемости - 99,2%.
Пример 5
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Газовый конденсат | 225/22,5 (используют 294,1 мл ρ=765 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 10/1,0 |
| Водный раствор хлорида кальция | 765/76,5 (используют 753,7 мл ρ=1015 кг/м3) |
Производят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 964 кг/м3, пластическая вязкость - 124 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 185 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,50 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0,010 г/см3, через 2 часа - 0,016 г/см3, коэффициент восстановления проницаемости - 98,8%.
Пример 6
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Газовый конденсат | 250/25 (используют 326,8 мл ρ=765 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 15/1,5 |
| Водный раствор хлорида кальция | 735/73,5 (используют 727,7 мл ρ=1010 кг/м3) |
Производят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 956 кг/м3, пластическая вязкость - 106 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 148 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,80 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0,016 г/см3, через 2 часа - 0,023 г/см3, коэффициент восстановления проницаемости - 98,9%.
Пример 7
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Нефть | 200/20 (используют 224,7 мл ρ=890 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 5/0,5 |
| Водный раствор хлорид кальция | 795/79,5 (используют 779,4 мл ρ=1020 кг/м3) |
Производят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 994 кг/м3, пластическая вязкость - 312 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 415 дПа, фильтрация за 30 минут - 1,30 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0, через 2 часа - 0, коэффициент восстановления проницаемости - 99,0%.
Пример 8
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Нефть | 225/22,5 (используют 252,8 мл ρ=890 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 10/1,0 |
| Водный раствор хлорид кальция | 765/76,5 (используют 753,7 мл ρ=1015 кг/м3) |
Производят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 991 кг/м3, пластическая вязкость - 255 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 313 дПа, фильтрация за 30 минут - 1,70 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0, через 2 часа - 0, коэффициент восстановления проницаемости - 99,1%.
Пример 9
Готовят 1000 г жидкости-песконосителя, г/мас.%:
| Нефть | 250/25,0 (используют 280,9 мл ρ=890 кг/м3) |
| Эмульгатор СПЛ | 15/1,5 |
| Водный раствор хлорида кальция | 735/73,5 (используют 727,7 мл ρ=1010 кг/м3) |
Производят все операции как в примере 1.
Свойства жидкости-песконосителя: плотность - 988 кг/м3, пластическая вязкость - 201 мПа·с, предельное динамическое напряжение сдвига - 218 дПа, фильтрация за 30 минут - 2,20 см3, стабильность - более 24 часов, пескоудерживающая способность: через 0,5 часа - 0, через 2 часа - 0, коэффициент восстановления проницаемости - 99,0%.
Таким образом заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости», то есть является патентоспособным.
| Таблица 2 | ||||||||
| № п/п | Свойства | |||||||
| плотность, кг/м3 | пластическая вязкость, мПа·с | предельное динамическое напряжение сдвига, дПа | фильтрация, за 30 минут, см3 |
стабильность, час | пескоудерживающая способность, г/см3, через | коэффициент восстановления проницаемости, % | ||
| 0,5 часа | 2,0 часа | |||||||
| 1 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | 981 | 188 | 263 | 1,70 | >24 | 0 | 0,012 | 99,0 |
| 2 | 977 | 152 | 220 | 2,08 | >24 | 0 | 0,017 | 98,8 |
| 3 | 971 | 118 | 179 | 2,50 | >24 | 0,013 | 0,021 | 99,0 |
| 4 | 969 | 142 | 226 | 2,20 | >24 | 0,008 | 0,018 | 99,2 |
| 5 | 964 | 124 | 185 | 2,50 | >24 | 0,010 | 0,016 | 98,8 |
| 6 | 956 | 106 | 148 | 2,80 | >24 | 0,016 | 0,023 | 98,9 |
| 7 | 994 | 312 | 415 | 1,30 | >24 | 0 | 0 | 99,0 |
| 8 | 991 | 255 | 313 | 1,70 | >24 | 0 | 0 | 99,1 |
| 9 | 988 | 201 | 218 | 2,20 | >24 | 0 | 0 | 99,0 |
| 10 | 983 | 216 | 289 | 3,20 | 1,0 | 0,028 | 0,034 | 96,5 |
| 11 | 969 | 98 | 160 | 1,65 | >24 | 0 | 0,025 | 97,4 |
| 12 | 972 | 168 | 231 | 2,98 | 0,4 | 0,016 | 0,030 | 97,0 |
| 13 | 953 | 92 | 126 | 2,27 | >24 | 0,020 | 0,036 | 98,1 |
| 14 | 995 | 346 | 432 | 2,95 | 1,2 | 0,020 | 0,032 | 98,2 |
| 15 | 986 | 190 | 204 | 2,35 | >24 | 0 | 0,010 | 97,8 |
| 16 | 985 | 205 | 293 | 3,00 | 1,5 | 0,035 | 0,041 | 95,7 |
| 17 | 959 | 88 | 145 | 1,90 | 8,5 | 0,010 | 0,024 | 96,9 |
| 18 | 972 | 174 | 238 | 2,70 | 0,5 | 0,022 | 0,037 | 97,3 |
| 19 | 941 | 84 | 117 | 2,90 | 6,0 | 0,017 | 0,032 | 97,8 |
| 20 | 997 | 350 | 436 | 3,20 | 1,5 | 0,023 | 0,035 | 98,0 |
| 21 | 974 | 154 | 182 | 3,00 | 5,0 | 0 | 0,018 | 98,3 |
| 22 | 965 | 97 | 142 | 2,90 | 0,5 | 0,026 | 0,032 | 98,6 |
Примечание:
Плотность жидкости-песконосителя определялась с помощью пикнометра, пластическая вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига - на ротоционном вискозиметре ВСН-3 при температуре 20°С, фильтрация - на приборе ВМ-6 при перепаде давления 0,1 МПа и температуре 20°С.
Стабильность - время начала расслоения жидкости-песконосителя, налитой в стеклянный мерный цилиндр емкостью 100 см3 и выдержанной в спокойном состоянии при температуре 20°С, час.
Пескоудерживающая способность - разность плотностей нижнего и верхнего слоя суспензии, состоящей из жидкости-песконосителя и кварцевого песка фракции 0,4-1,0 мм, взятого в количестве 400 г на 1000 см3 жидкости-песконосителя, определялась с помощью цилиндра стабильности ЦС-2. Приготовленную суспензию в объеме 720 см3 помещают в цилиндр, закрывают сверху пробкой и после выдерживания в спокойном состоянии при температуре 20°С заданное время проводят измерение плотностей верхнего и нижнего слоев. Для этого открывают среднюю пробку цилиндра стабильности и в стакан сливают верхний слой суспензии, тщательно перемешивают и пикнометром измеряют ее плотность. Затем в стакан сливают оставшийся нижний слой суспензии, перемешивают и измеряют его плотность.
Рассчитывают разность плотностей нижнего и верхнего слоев суспензии, которая и характеризует пескоудерживающую способность жидкости-песконосителя.
В графе 6 в скобках приведена плотность водных растворов хлорида кальция.
Коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта определяют как отношение газопроницаемости после насыщения керна жидкостью-песконосителем и ее промывкой к исходной газопроницаемости керна. Выражается в %.
Claims (2)
1. Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта, состоящая из углеводородной жидкости, катионоактивного поверхностно-активного вещества - продукта производства ланолина, полученного путем переработки шерстного жира, и водной фазы, отличающаяся тем, что она в качестве катионоактивного поверхностно-активного вещества содержит эмульгатор СПЛ, а в качестве водной фазы - водный раствор хлорида кальция плотностью 1010-1020 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
2. Жидкость-песконоситель по п.1, отличающаяся тем, что она в качестве углеводородной жидкости содержит газовый конденсат или дизельное топливо, или нефть.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003137782/03A RU2258136C1 (ru) | 2003-12-30 | 2003-12-30 | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003137782/03A RU2258136C1 (ru) | 2003-12-30 | 2003-12-30 | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003137782A RU2003137782A (ru) | 2005-06-10 |
| RU2258136C1 true RU2258136C1 (ru) | 2005-08-10 |
Family
ID=35833960
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003137782/03A RU2258136C1 (ru) | 2003-12-30 | 2003-12-30 | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2258136C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612420C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2655513C2 (ru) * | 2016-10-13 | 2018-05-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва углеводородного пласта |
-
2003
- 2003-12-30 RU RU2003137782/03A patent/RU2258136C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| БАСАРЫГИН Ю. М. и др. Ремонт газовых скважин. - М.: Недра, 1998, с. 19, 169 - 172. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612420C1 (ru) * | 2015-12-23 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2655513C2 (ru) * | 2016-10-13 | 2018-05-28 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ гидроразрыва углеводородного пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003137782A (ru) | 2005-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3955993A (en) | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
| US2596844A (en) | Treatment of wells | |
| EA005149B1 (ru) | Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта | |
| EA011561B1 (ru) | Способ бурения скважины, предусматривающий борьбу с поглощением бурового раствора | |
| HUE025249T2 (en) | Surfactants and Friction Reducing Polymers for Reducing Water Stopper and Gas Precipitation and Associated Methods | |
| RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| WO2013006275A2 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| NO157705B (no) | Borevske i form av en vann-i-olje-emulsjon. | |
| MX2008014339A (es) | Sistemas de fluidos ponderados de perdida de circulacion, perdida de fluido y asilantes del espacio anular con cero contenido de solidos. | |
| US20030029615A1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| CN111406144B (zh) | 油气井压井方法 | |
| US6945329B2 (en) | Methods and compositions for placing particulate materials in subterranean zones | |
| CA3060704A1 (en) | Methods and materials for treating subterranean formations using a three-phase emulsion based fracturing fluid | |
| CA2532686A1 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| RU2258136C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2391378C1 (ru) | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| EA010638B1 (ru) | Буровые растворы на водной основе с применением латексных добавок | |
| WO2000075481A1 (en) | Shear-sensitive plugging fluid for plugging and a method for plugging a subterranean formation zone | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| US20200063023A1 (en) | Proppant stabilized water in oil emulsions for subterranean applications | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
| US3477512A (en) | Oil well fracturing method using wax emulsions | |
| RU2373252C1 (ru) | Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением | |
| RU2409737C1 (ru) | Способ глушения скважины |