RU2347069C2 - Способ очистки трещины гидроразрыва - Google Patents
Способ очистки трещины гидроразрыва Download PDFInfo
- Publication number
- RU2347069C2 RU2347069C2 RU2007105188/03A RU2007105188A RU2347069C2 RU 2347069 C2 RU2347069 C2 RU 2347069C2 RU 2007105188/03 A RU2007105188/03 A RU 2007105188/03A RU 2007105188 A RU2007105188 A RU 2007105188A RU 2347069 C2 RU2347069 C2 RU 2347069C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- polymer
- well
- particles
- fracture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 title abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920001328 Polyvinylidene chloride Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000005033 polyvinylidene chloride Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 19
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 230000003190 augmentative effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 27
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 23
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 15
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 description 9
- 229920000915 polyvinyl chloride Polymers 0.000 description 9
- 239000004800 polyvinyl chloride Substances 0.000 description 9
- BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N Vinyl chloride Chemical compound ClC=C BZHJMEDXRYGGRV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M Fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 7
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L persulfate group Chemical group S(=O)(=O)([O-])OOS(=O)(=O)[O-] JRKICGRDRMAZLK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 229910000040 hydrogen fluoride Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- -1 chlorovinyl Chemical group 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 6-methoxy-8-nitroquinoline Chemical compound N1=CC=CC2=CC(OC)=CC([N+]([O-])=O)=C21 MIMUSZHMZBJBPO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N Iron oxide Chemical compound [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 2
- JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N lactic acid Chemical compound CC(O)C(O)=O JVTAAEKCZFNVCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 2
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 2-(3-phenylmethoxyphenyl)-1,3-thiazole-4-carbaldehyde Chemical group O=CC1=CSC(C=2C=C(OCC=3C=CC=CC=3)C=CC=2)=N1 OEPOKWHJYJXUGD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N Fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000000921 elemental analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 1
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000009477 glass transition Effects 0.000 description 1
- 239000012760 heat stabilizer Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000004310 lactic acid Substances 0.000 description 1
- 235000014655 lactic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 1
- 150000001451 organic peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002717 polyvinylpyridine Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- GRJJQCWNZGRKAU-UHFFFAOYSA-N pyridin-1-ium;fluoride Chemical compound F.C1=CC=NC=C1 GRJJQCWNZGRKAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011973 solid acid Substances 0.000 description 1
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/70—Compositions for forming crevices or fractures characterised by their form or by the form of their components, e.g. foams
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой области. Технический результат - увеличение потока пластового флюида в скважину за счет очистки поверхности исходной трещины гидроразрыва, а также за счет увеличения ее площади. Способ очистки трещины гидроразрыва включает подачу в трещину гидроразрыва вместе с рабочей жидкостью гидроразрыва, содержащей проппант, вещества, способного продуцировать неорганическую кислоту, причем в качестве указанного вещества подают частицы поливинилиденхлорида размером от 0,0001 до 0,05 мм. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой области, а именно - к области добычи нефти и газа, и может быть использовано для интенсификации выделения углеводородов из пласта через трещины, образованные в стенке скважины посредством удаления загрязнений с поверхности трещины.
Эффективный способ увеличения нефтедобычи скважины - метод гидроразрыва пласта. Технология гидроразрыва пласта состоит в закачивании жидкости в скважину под таким давлением и с таким расходом, которые достаточны для того, чтобы разорвать породу пласта и создать по обе стороны от ствола скважины две трещины, служащие в качестве каналов для поступления пластового флюида в ствол скважины и обладающие значительно большей, в сравнении с пластом, гидравлической проводимостью. Для предотвращения смыкания трещины при прекращении закачки и снижении давления используют расклинивающий наполнитель (проппант), который закачивают в пласт вместе с жидкостью гидроразрыва. Эти частицы проппанта поступают в трещину совместно с рабочей жидкостью с нужной плотностью и вязкостью. Предпочтительно в качестве рабочей жидкости используют водные растворы вязкоупругих полимеров (гуара или гидроксипропилцеллюлозы).
Недостатком метода гидроразрыва пласта в классической форме его реализации следует признать загрязнение трещины продуктами распада полимеров, входящих в состав рабочей жидкости гидроразрыва. Остатки неразложившегося полимера блокируют поровое пространство между частицами пропанта, что значительно уменьшает проницаемость трещины. Исследования показывают, что от 45% до 75% полимера может оставаться в трещине в период начального дебита. Для предотвращения загустевания жидкости гидроразрыва и ее более полного извлечения из пласта в ходе очистки на рабочую жидкость воздействуют разрушителями геля, представляющего собой жидкость гидроразрыва.
Известны способы (US 5253711, US 5447199, US 6213213, US 5253711) использования в качестве разрушителей низкомолекулярных окислителей на основе персульфатов или пероксидов металлов и аммония, а также органических пероксидов. Однако их применение ограничено температурами ниже 120°С, а также плохой совместимостью с жидкостью гидроразрыва, а также смоляными проппантами.
Известен способ обработки призабойной зоны (RU 2258803) дополнительно подаваемой в скважину соляной кислотой. Однако этот способ не адаптирован для очистки трещины гидроразрыва от остатков геля и фильтрационной корки.
Известен также способ (RU 2030570) обработки призабойной зоны кислотой, которая выделяется при термическом разложении (горении или под действием температуры пласта) смеси поливинилхлорида и бифторида аммония. Получающуюся смесь кислот используют также для борьбы с коллоидными осадками окиси железа. Однако этот способ также не адаптирован для очистки трещины гидроразрыва от остатков геля и фильтрационной корки и затрагивает лишь призабойную область.
В патенте US 7080688 охарактеризован способ кислотного растворения фильтрационной корки с использованием проппанта, на поверхность которого нанесено покрытие из медленно растворимого вещества, способного продуцировать органические кислоты (в частности, полимер молочной кислоты). Этот способ может быть использован и в случае очистки окружения в гравийном фильтре. Доля твердого кислотного покрытия составляет до 10% от веса проппанта. Это изобретение наиболее близко к предложенному техническому решению. Вместе с тем, приготовление специального вида проппанта представляет отдельный технический этап и удорожает процесс.
Известны варианты способа повышения продуктивности пласта (US 4957165, US 4848467, US 7080688, US RU 2249097), согласно которому для увеличения проводимости трещин и удаления фильтрационной корки предложено использовать составы, включающие полимерные соединения, способные в пластовых условиях выделять органические или неорганические кислоты.
Однако известные способы не способны равномерно выделять кислоты в количествах, способные не разрушать трещину, а очищать ее.
Техническая задача, решаемая посредством разработанного технического решения, состоит в разработке способа очистки поверхности путем извлечения полимерных загрязнений из трещины.
Технический результат, получаемый при реализации предложенного способа, состоит в увеличении потока пластового флюида в скважину за счет очистки поверхности исходной трещина гидроразрыва пласта, а также за счет увеличения ее площади.
Указанный технический результат реализуют за счет того, что в трещину вместе с рабочей жидкостью гидроразрыва, содержащей проппант, подают частицы вещества, способного при нагревании в условиях пласта выделять вещество, способное при реакции с пластовой водой образовывать кислоту. Преимущественно используют частицы поливинилхлорида или поливинилиденхлорида или сополимеры, содержащие звенья хлорвинила или винилиденхлорида, а также их хлорированные аналоги. Однако могут использовать и гранулированный и покрытый слоем нефтерастворимого вещества хлористый или фтористый аммоний, бифторид аммония, фторид пиридина, а также фторсодержащие полимеры, например фторид поливинилпиридина. Обычно размер частиц полимера составляет от 0,1 мкм до 10 мм. Предпочтительно содержание винилхлорида в сополимерах составляет от 0,1% до 99,9 мас.%, а содержание хлора в полимере составляет от 0,01% до 85 мас.% Соотношение содержания по массе частиц полимера к содержанию по массе проппанта может составлять от 0,1% до 99,9%.
Способ основан на использовании веществ, способных при пластовой температуре и при наличии водонефтяной смеси выделять хлористый водород, который приводит к разрушению полимерного геля и растворению фильтрационной корки. Разработанный способ основан в основном на применении нового в этой области техники материала (предпочтительно, поливинилхлорида и его сополимеров), ранее не применявшегося по разработанному назначению и способствующего эффективному очищению трещины с проппантом от полимеров, входящих в состав жидкости гидроразрыва, а также разрушения фильтрационной корки. Преимущество предложенного подхода в случае использования полимера, содержащего в качестве мономера винилхлорид, перед существующими способами удаления полимерного геля из трещин в настоящее время состоит в следующем.
1. Имеется возможность значительного снижения концентрации или полного отказа от применения дорогостоящих деструкторов геля.
2. Выделение хлористого водорода из предлагаемого полимера материала растянуто во времени (десятки дней). Задержка по времени способствует более равномерному распределению образующейся соляной кислоты по трещине и обеспечивает более полное разрушение полимерного геля.
3. Частицы полимера, содержащего винилхлорид, особенно эффективно выделяют хлористый водород при повышенных пластовых температурах (130…200°С), когда широко используемые пероксидные десктрукторы, например, пероксиды и персульфаты металлов или аммония, оказываются низкоэффективными.
4. В отличие пероксидных деструкторов геля, частицы полимера, содержащего винилхлорид, не взаимодействуют с компонентами смоляного проппанта, что положительным образом сказывается на прочности проппантной пачки и, следовательно, размере трещин.
5. В отличие от пероксидных и персульфатных деструкторов, частицы полимера, содержащего винилхлорид, не взаимодействуют с жидкостью гидроразрыва на стадии проведения операции гидроразрыва и в ходе закрытия трещины и не влияют на реологические характеристики жидкости гидроразрыва пласта и ее транспортные свойства.
6. Хлористый водород, выделяющийся из частиц полимера, содержащего винилхлорид, способен растворять карбонатную породу, что способствует развитию микроканалов в пласте, приводя к увеличению разветвленной системы дренирования и повышению потока пластового флюида в скважину.
7. Выделяющийся из частиц полимерного материала хлористый водород способен к разрушению фильтрационной корки, образованной за счет проникновения геля в породу.
В случае использования других веществ, отвечающих условиям, изложенным в независимом пункте формулы, преимущества примерно те же.
Разработан способ проведения гидроразрыва пласта, согласно которому в трещину закачивается проппант, смешанный с частицами полимерного материала (поливинилхлорида или сополимеры винилхлорида), при этом проппант и частицы полимерного материала могут быть смешаны предварительно или в ходе проведения работы, а затем закачаны в подземный пласт. Под воздействием пластовой температуры макромолекулы полимерного материала выделяют хлористый водород, который разрушает сетку межмолекулярных связей (сшивок) в полимерном геле, построенную за счет образования межмолекулярных связей между гидроксильными группами полимера и ионами многовалентных металлов, используемых в качестве сшивателей. Выделяющийся хлористый водород разрушает гель, улучшает растворимость в воде полимерных компонентов жидкости гидроразрыва и способствует уменьшению вязкости раствора. В целом, эти факторы способствуют более полному вымыванию полимера из трещины и увеличению проницаемости трещины. Кроме того, при реализации способа, как отмечено ранее, происходит разрушение фильтрационной корки, а также формирование микроканалов в пласте, что приводит к увеличению разветвленной системы дренирования и повышению радиального притока нефти в скважину.
Содержание мономеров винилхлорида в сополимерах составляет от 0.1% до 99.9% (мольная концентрация). Сополимер может также содержать пластификаторы, термостабилизаторы, а также органические или неорганическими соединения.
Кроме того, могут быть использованы также органические или неорганическими соединения, способные в пластовых условиях выделять хлористый (или фтористый) водород, образующий с водой соляную или плавиковую кислоту.
В предлагаемом способе частицы полимерного материала могут быть использованы на протяжении всей стадии гидроразрыва пласта или только на конечном этапе.
Промышленная применимость разработанного способа была проверена с использованием образца полимерного материала, содержащего винилхлорид, помещенного в условия, имитирующие условия промысловой нефтяной скважины.
Для демонстрации способности поливинилхлорида к выделению хлористого водорода был проведен следующий эксперимент. Образец поливинилхлорида был подвергнут долговременной термообработке при 110°С в присутствии сырой нефти. В качестве образца был использован поливинилхлорид с температурой стеклования 56°С и степенью кристалличности 12%. Образец не содержал пластификаторов.
На чертеже показано изменение массы образца в течение 1-32 дней (по оси ординат отмечена масса образца). Хорошо видно, что увеличение времени термообработки приводит к убыли массы полимера. Данные элементного анализа на углерод, водород и хлор для образцов исходного полимера и отобранных в ходе термообработки показывают, что уменьшение массы образцов поливинилхлорида главным образом связано с выделением хлористого водорода.
Например, образец поливинилхлорида массой 0,100 кг за период 19 дней и температуре 110°С выделяет 0,029 кг хлороводорода, что в пересчете на стандартную соляную кислоту с концентрацией 15% составляет 0,193 кг. Этого количества кислоты достаточно для растворения 0,042 кг минерала кальцита, который является основным компонентом известковых коллекторов.
Преимущество предложенного способа перед существующими в настоящее время заключается в следующем.
1. Имеется возможность значительного снижения концентрации или полного отказа от применения дорогостоящих деструкторов геля.
2. Выделение хлористого или фтористого водорода из материала растянуто во времени (десятки дней). Задержка по времени способствует более равномерному распределению кислоты по трещине и обеспечивает более полное разрушение полимерного геля.
3. Частицы используемых веществ особенно эффективно выделяют хлористый или фтористый водород при повышенных пластовых температурах, когда широко используемые пероксидные десктрукторы, например пероксиды и персульфаты металлов или аммония, оказываются низкоэффективными.
4. В отличие пероксидных деструкторов геля, материал частиц используемых веществ не взаимодействует с компонентами смоляного пропанта, что положительным образом сказывается на прочности пропантной пачки.
5. В отличие от пероксидных и персульфатных деструкторов, частицы не взаимодействует с жидкостью гидроразрыва на стадии проведения операции гидроразрыва и в ходе закрытия трещины и не влияют на реологические характеристики жидкости гидроразрыва и ее транспортные свойства.
6. Хлористый или фтористый водород, выделяющиеся из частиц, способны растворять карбонатную породу, что способствует развитию микроканалов в пласте, приводя к увеличению разветвленной системы дренирования и повышению потока пластового флюида в скважину.
7. Выделяющийся из частиц нового материала хлористый или фтористый водород способны к разрушению фильтрационной корки на поверхности трещины.
Claims (2)
1. Способ очистки трещины гидроразрыва, включающий подачу в трещину гидроразрыва вместе с рабочей жидкостью гидроразрыва, содержащей проппант, вещества, способного продуцировать неорганическую кислоту, отличающийся тем, что в качестве указанного вещества подают частицы поливинилиденхлорида размером от 0,0001 до 0,05 мм.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение содержания по массе частиц поливинилиденхлорида к содержанию по массе проппанта составляет от 0,1 до 99,9%.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105188/03A RU2347069C2 (ru) | 2007-02-13 | 2007-02-13 | Способ очистки трещины гидроразрыва |
| CA002620788A CA2620788A1 (en) | 2007-02-13 | 2008-02-11 | Fracture clean up method |
| US12/029,995 US20080190610A1 (en) | 2007-02-13 | 2008-02-12 | Fracture Clean up Method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007105188/03A RU2347069C2 (ru) | 2007-02-13 | 2007-02-13 | Способ очистки трещины гидроразрыва |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007105188A RU2007105188A (ru) | 2008-09-10 |
| RU2347069C2 true RU2347069C2 (ru) | 2009-02-20 |
Family
ID=39684847
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007105188/03A RU2347069C2 (ru) | 2007-02-13 | 2007-02-13 | Способ очистки трещины гидроразрыва |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20080190610A1 (ru) |
| CA (1) | CA2620788A1 (ru) |
| RU (1) | RU2347069C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507389C1 (ru) * | 2012-08-07 | 2014-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ гидравлического разрыва пласта |
| US20230100155A1 (en) * | 2019-09-24 | 2023-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fragile and normal viscoelastic components of drilling fluid gels |
Families Citing this family (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130126169A1 (en) | 2011-11-23 | 2013-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Tight Gas Stimulation by In-Situ Nitrogen Generation |
| CA2861645C (en) * | 2012-01-17 | 2018-05-15 | Mohammed Nasser Al-Dahlan | Non-acidic-exothermic sandstone stimulation fluids |
| CA2870879C (en) | 2012-05-29 | 2020-04-07 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced oil recovery by in-situ steam generation |
| US9488042B2 (en) | 2014-04-17 | 2016-11-08 | Saudi Arabian Oil Company | Chemically-induced pulsed fracturing method |
| US10053614B2 (en) | 2014-04-17 | 2018-08-21 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US10308862B2 (en) | 2014-04-17 | 2019-06-04 | Saudi Arabian Oil Company | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| CA2943635C (en) | 2014-04-17 | 2019-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | Method for enhanced fracture cleanup using redox treatment |
| US9631139B2 (en) | 2014-07-17 | 2017-04-25 | Aramco Services Company | Encapsulation and controlled delivery of strong mineral acids |
| US10989029B2 (en) | 2015-11-05 | 2021-04-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and apparatus for spatially-oriented chemically-induced pulsed fracturing in reservoirs |
| US11739616B1 (en) | 2022-06-02 | 2023-08-29 | Saudi Arabian Oil Company | Forming perforation tunnels in a subterranean formation |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3159217A (en) * | 1959-04-10 | 1964-12-01 | Dow Chemical Co | Plastically deformable solids in treating subterranean formations |
| US3968840A (en) * | 1973-05-25 | 1976-07-13 | Texaco Inc. | Controlled rate acidization process |
| US4848467A (en) * | 1988-02-16 | 1989-07-18 | Conoco Inc. | Formation fracturing process |
| US4957165A (en) * | 1988-02-16 | 1990-09-18 | Conoco Inc. | Well treatment process |
| US5253711A (en) * | 1992-03-02 | 1993-10-19 | Texas United Chemical Corp. | Process for decomposing polysaccharides in alkaline aqueous systems |
| US5447199A (en) * | 1993-07-02 | 1995-09-05 | Bj Services Company | Controlled degradation of polymer based aqueous gels |
| US6213213B1 (en) * | 1999-10-08 | 2001-04-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and viscosified compositions for treating wells |
| US7080688B2 (en) * | 2003-08-14 | 2006-07-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Compositions and methods for degrading filter cake |
| US7677311B2 (en) * | 2002-08-26 | 2010-03-16 | Schlumberger Technology Corporation | Internal breaker for oilfield treatments |
-
2007
- 2007-02-13 RU RU2007105188/03A patent/RU2347069C2/ru not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-02-11 CA CA002620788A patent/CA2620788A1/en not_active Abandoned
- 2008-02-12 US US12/029,995 patent/US20080190610A1/en not_active Abandoned
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2507389C1 (ru) * | 2012-08-07 | 2014-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ гидравлического разрыва пласта |
| US20230100155A1 (en) * | 2019-09-24 | 2023-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fragile and normal viscoelastic components of drilling fluid gels |
| US12007368B2 (en) * | 2019-09-24 | 2024-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fragile and normal viscoelastic components of drilling fluid gels |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2620788A1 (en) | 2008-08-13 |
| RU2007105188A (ru) | 2008-09-10 |
| US20080190610A1 (en) | 2008-08-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2347069C2 (ru) | Способ очистки трещины гидроразрыва | |
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| AU2011206448B2 (en) | Surfactants and friction reducing polymers for the reduction of water blocks and gas condensates and associated methods | |
| Al-Muntasheri et al. | Concepts in cleanup of fracturing fluids used in conventional reservoirs: A literature review | |
| CA2913628C (en) | Concentrated borate crosslinking solutions for use in hydraulic fracturing operations | |
| US8575073B2 (en) | Slickwater treatment fluid and method | |
| US20140138085A1 (en) | Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill | |
| US11279866B2 (en) | Boosters for breakers containing iron compounds | |
| RU2338872C2 (ru) | Способы и составы для разрушения загущенных жидкостей | |
| US20110214859A1 (en) | Clean Viscosified Treatment Fluids and Associated Methods | |
| WO2009032081A1 (en) | Enzyme enhanced oil recovery (eeor) for near well bore treatment of oil and gas with greater than 50% barrel of oil equivalent (boe) gas production | |
| WO2015049586A1 (en) | Pretreatment of subterranean formations for dendritic fracturing | |
| EP0157957A1 (en) | Diverting material and method of use for well treatment | |
| RU2368769C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| CA3073386C (en) | Breaker systems for wellbore treatment operations | |
| US11820934B2 (en) | Microsphere compositions and methods for production in oil-based drilling fluids | |
| US20090266547A1 (en) | Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for near wellbore treatment of oil and gas with greater than 50% barrel of oil equivalent (BOE) gas production | |
| US20210284901A1 (en) | Composition and Method for Breaking Friction Reducing Polymer for Well Fluids | |
| RU2669600C1 (ru) | Состав для интенсификации притока углеводородного флюида из порово-трещинного карбонатного коллектора | |
| Osipov et al. | Optimization Injecting of High Soluble Glass with Water-Soluble Polymer Technologies | |
| WO2014037707A1 (en) | Methods for treating subterranean formations | |
| Rollins et al. | Using heat in combination with solvents to clean up formation flow channels |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170214 |