RU2760115C1 - Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием - Google Patents
Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием Download PDFInfo
- Publication number
- RU2760115C1 RU2760115C1 RU2020136573A RU2020136573A RU2760115C1 RU 2760115 C1 RU2760115 C1 RU 2760115C1 RU 2020136573 A RU2020136573 A RU 2020136573A RU 2020136573 A RU2020136573 A RU 2020136573A RU 2760115 C1 RU2760115 C1 RU 2760115C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gelling agent
- hydraulic fracturing
- synthetic gelling
- synthetic
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 171
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 138
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 49
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title abstract description 13
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 claims description 74
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 31
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 23
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 22
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 18
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 17
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims description 15
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims description 15
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 15
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 14
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 12
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims description 12
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 11
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 10
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 9
- AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L sodium thiosulfate Chemical group [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=S AKHNMLFCWUSKQB-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 235000019345 sodium thiosulphate Nutrition 0.000 claims description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 8
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 5
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 5
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 5
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 5
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 5
- 150000005846 sugar alcohols Polymers 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 47
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 39
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 35
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 25
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 25
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 20
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 8
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 7
- LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N glyoxal Chemical compound O=CC=O LEQAOMBKQFMDFZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 6
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 6
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 5
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- -1 chlorine ions Chemical class 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 2,3,9,10-tetramethoxy-6,8,13,13a-tetrahydro-5H-isoquinolino[2,1-b]isoquinoline Chemical compound C1CN2CC(C(=C(OC)C=C3)OC)=C3CC2C2=C1C=C(OC)C(OC)=C2 AEQDJSLRWYMAQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 3
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 3
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 3
- 229940015043 glyoxal Drugs 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000000176 sodium gluconate Substances 0.000 description 3
- 235000012207 sodium gluconate Nutrition 0.000 description 3
- 229940005574 sodium gluconate Drugs 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000037081 physical activity Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N (prop-2-enoylamino)methyl propane-1-sulfonate Chemical compound CCCS(=O)(=O)OCNC(=O)C=C XYOMMVNZIAGSMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N Borate Chemical compound [O-]B([O-])[O-] BTBUEUYNUDRHOZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002738 chelating agent Substances 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000483 effect on mineralization Effects 0.000 description 1
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012384 transportation and delivery Methods 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Предложенная группа изобретений относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде включает синтетический гелеобразователь, деэмульгатор, деструктор. Содержание компонентов составляет, % масс.: синтетический гелеобразователь 0,5–0,8; деэмульгатор 0,1–0,2, деструктор 0,05–0,12; высокоминерализованная вода - остальное. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде заключается в том, что при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор, затем синтетический гелеобразователь, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор. Способ обработки пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, который включает добавление в вышеуказанную жидкость для гидроразрыва пласта проппанта и проведение гидроразрыва пласта. Технический результат - одновременное сохранение оптимальной для транспортировки проппанта вязкости (не менее 30 сП при скорости сдвига 100 с-1) при проведении операций ГРП в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 60 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90°С включительно и с последующим распадом жидкости ГРП (снижением вязкости) в течение 160 минут. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды.
Гидравлический разрыв пласта является одной из наиболее эффективных технологий интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин. Метод гидроразрыва пласта имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта.
Использование качественной жидкости для гидроразрыва пласта (ГРП) является одним из ключевых элементов для успешного проведения операции по ГРП. При приготовлении жидкости для ГРП для эффективной гидратации полимеров температура воды должна быть не менее 25-30°С, поэтому используемую воду предварительно подогревают, что увеличивает затраты на проведение операций по гидроразрыву пласта. Пластовые воды, например, с Сеноманских водоносных пластов, а также подтоварные воды после отделения от углеводородного сырья имеют температуру 30-50°С и являются потенциальным источником для приготовления жидкостей гидроразрыва. Использование пластовой и подтоварной воды позволит значительно сократить время проведения операций гидроразрыва и снизить затраты на добычу углеводородов, в связи с отсутствием необходимости нагрева воды и дополнительной подготовки, транспортировки и хранения.
Однако, пластовая вода и подтоварные воды содержат существенные количества ионов железа, хлора, бора, магния, кальция, карбонатов, других элементов и соединений, нефтепродукты, взвешенные частицы, которые отрицательно влияют на рабочие характеристики стандартных жидкостей для гидроразрыва пласта, приводя к отсутствию или неполной гидратации линейного геля, проблемам со сшивкой линейного геля в случае использования природных полимеров в качестве гелеобразователей, плохому восстановлению и недостаточной температурной стабильности.
В большинстве случаев жидкостью затворения является пресная вода. В связи с общей тенденцией снижения расходов, в настоящее время в мире ведется поиск возможностей применения минерализованных вод для жидкостей ГРП, которые приведут к снижению себестоимости добываемых углеводородов за счет минимизации затрат на подготовку, доставку и хранение воды.
Физико-химические свойства пластовых и подтоварных вод зависят от множества различных факторов, таких как геологическое строение залежи, минералогический состав, химические процессы, происходившие в ходе осадконакопления, тип углеводородов, жизнедеятельность и виды микроорганизмов, пластовая температура и давление. Попутно добываемая вода содержит взвешенные частицы и различные водорастворимые соединения, представляющие собой смесь органических и неорганических соединений. Некоторые соединения органично присутствуют в пластовой воде, другие появляются в процессе разработки и реализации различных геолого-технических мероприятий, однако источники воды характеризуются высокой минерализацией. Минерализация воды может меняться в диапазоне от нескольких миллиграммов до десятков и сотен граммов на литр; при этом основное влияние на минерализацию оказывают ионы натрия и хлора и чуть меньшее калия, кальция и магния.
Сеноманская вода Западной Сибири по большей части используется в нефтедобыче в системах поддержания пластового давления, т.к. подходит для этого лучше, чем речная вода данного региона, вследствие более высоких эксплуатационных характеристик и родственного химического состава. Такая вода имеет общую минерализацию до 20 г/л в основном за счёт хлорида натрия. Основным препятствием для использования высокоминерализованных источников являются высокая ионная прочность раствора, наличие бора и других ионов, препятствующих нормальному процессу гидратации полимера, а также наличие ионов, вступающих в реакцию с гидроксид- ионами и снижающих высокотемпературную стабильность жидкости гидроразрыва пласта. Высокая ионная прочность раствора отрицательно влияет на гидратацию полимеров. Помимо электростатического воздействия ионов на поверхность полимерной глобулы, приводящего к ее сжатию, высокая концентрация ионов в растворе приводит к уменьшению доступной для гидратации воды за счет связывания большого количества воды в ионных сольватационных оболочках.
Используемые в настоящее время составы жидкостей на гуаровой основе очень чувствительны к качеству применяемой воды, а именно к содержанию в ней ионов железа, кальция и магния, бора и др. из-за чего невозможно применение подтоварной и пластовой вод без предварительной и затратной подготовки. Поэтому, использование гуаровых систем в таких водах связано, как правило, с применением специализированных агентов - стабилизаторов, буферов и вспомогательных компонентов, модифицированных природных полимеров, позволяющих нивелировать негативное влияние присутствующих в воде ионов и загрязняющих веществ. В качестве альтернативы известным жидкостям для гидроразрыва пласта на основе гуара все большее распространение получают жидкости, включающие в себя синтетический гелеобразователь, в частности полиакриламиды. Жидкости для гидравлического разрыва пласта, обладающие вязкостью от 30 до 1000 сП (при скорости сдвига 100 с-1), способны транспортировать проппант. Если конкретизировать, средне-вязкие жидкости, имеющие вязкость от 30 до 200 сП, способные переносить проппант на длительные расстояния, без его потерь и без изменения свойств, то к этой категории относят синтетические полимеры.
Основными преимуществами, которыми обладают данные системы, являются использование в трудноизвлекаемых пластах, низкий уровень повреждения пласта (высокая остаточная проводимость), легкая гидратация при различной температуре воды, лучшая устойчивость к сдвигу, более низкие трения при закачке, стойкость к бактериям.
Как известно, стандартная система, основанная на гуаровой камеди, сшитая боратными сшивателями, способна нести проппант, за счет своей высокой вязкости. Жидкости, приготовленные на основе полиакриламида способны нести проппант в первую очередь за счет своих вязкоупругих свойств. Высокие значения упругости помогают проппанту находиться во взвешенном состоянии в полимерной цепи. При этом, во-первых, необходимо учитывать, что скорости сдвига при закачке жидкой суспензии в пласт находятся в диапазоне от 10 до 170 с-1. Однако, при увеличении скорости сдвига, а также при повышении температуры (например, при пластовой температуре при проведении операций по ГРП) происходит потеря вязкости жидкости. В связи с чем необходимо, чтобы жидкость для ГРП обладала не только термостабильностью (сохранением вязкости при изменении температуры) для сохранения проппанта во взвешенном состоянии, но и одновременно сохранением вязкости при изменении скорости сдвига. Также необходимо создать условия, в которых жидкость для ГРП, несущая проппант будет через необходимое время терять вязкость (разрушаться) для высвобождения проппанта в трещине и удаления самой жидкости из пласта.
Известно техническое решение (патент CA 3055128, опубл. 18.11.2019, МПК:
E21B 43/26), которое описывает 4-х компонентную жидкость для гидроразрыва пласта на основе сополимеров полиакриламида (ПАА) в качестве гелеобразователя в количестве от 0,3 до 0,5 масс.%, которая включает также дополнительные стабилизирующие добавки, а в качестве воды затворения для которой может быть использована высокоминерализованная вода. Описываемая схема обладает стабильностью при температурах до 150°. Из указанного патента известен также способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления является использование синтетического гелеобраователя и высокоминерализованной воды. Однако, отсутствие в составе жидкости деструктора не позволяет обеспечить снижение вязкости жидкости для отделения проппанта и удаления её из пласта, а также отсутствуют данные по изменению вязкости известной жидкости одновременно при изменении температуры и скорости сдвига, при которых обеспечивается поддержание проппанта во взвешенном состоянии. Также недостатком известных жидкости и способа её приготовления является длительный период затворения (до 4 ч) и ограничение по содержанию ионов железа в воде, которое не должно превышать более 5 мг/л.
E21B 43/26), которое описывает 4-х компонентную жидкость для гидроразрыва пласта на основе сополимеров полиакриламида (ПАА) в качестве гелеобразователя в количестве от 0,3 до 0,5 масс.%, которая включает также дополнительные стабилизирующие добавки, а в качестве воды затворения для которой может быть использована высокоминерализованная вода. Описываемая схема обладает стабильностью при температурах до 150°. Из указанного патента известен также способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления является использование синтетического гелеобраователя и высокоминерализованной воды. Однако, отсутствие в составе жидкости деструктора не позволяет обеспечить снижение вязкости жидкости для отделения проппанта и удаления её из пласта, а также отсутствуют данные по изменению вязкости известной жидкости одновременно при изменении температуры и скорости сдвига, при которых обеспечивается поддержание проппанта во взвешенном состоянии. Также недостатком известных жидкости и способа её приготовления является длительный период затворения (до 4 ч) и ограничение по содержанию ионов железа в воде, которое не должно превышать более 5 мг/л.
Известна жидкость для гидроразрыва пласта и способ её приготовления (CN 108559477, опубл. 21.09.2018, МПК: C09K 8/60, C09K 8/66, C09K 8/68), в которых применяются синтетический гелеборазователь, диспергатор, хелатирующий агент, стабилизатор глин, структурный стабилизатор, деструктор, вода повышенной солености и которые обеспечивают низкую вязкость жидкости для легкого удаления её из пласта. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для ГРП и способа её приготовления являются использование синтетического гелеобразователя, деструктора и высокоминерализованной воды. Однако, в известном техническом решении используемые компоненты не обеспечивают сохранение вязкоупругих свойств жидкости одновременно при изменении скорости сдвига и температуры, которые позволяют удерживать проппант во взвешенном состоянии при нагрузках, а также используется низкое содержание деструктора.
Известны жидкость для гидроразрыва пласта и способ её приготовления (CN 110483687, опубл. 22.11.2019, МПК: C08F 220/56, C08F 220/60, C08F 220/58, C08F 212/14, C08F 226/10, C08F 220/06, C08F 220/54, C08F 2/32, C09K 8/68, C09K 8/88), которые обеспечивают высокую вязкость и термостабильность жидкости для ГРП. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для ГРП и способа её приготовления являются использование синтетического гелеобразователя и минерализованной воды, а также деэмульгатор, деструктор. Однако, в известном техническом решении вязкость и термостабильность обеспечиваются только при использовании воды с общей минерализацией до 10 г/л, также отсутствуют данные об обеспечении сохранения вязкости одновременно при изменении температуры и скорости сдвига для поддержания проппанта при проведении ГРП во взвешенном состоянии. Чувствительность свойств геля при изменении нагрузки в процессе проведения ГРП и, соответственно, распределению проппанта в геле может приводить к снижению удерживающей способности жидкости в процессе проведения ГРП.
Ближайшим аналогом (прототипом) заявляемых жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления является техническое решение (патент CN 105647505, опубл. 08.06.2016, МПК: C09K 8/68, C09K 8/88), согласно которому в состав жидкости вводят синтетический гелеобразователь с концентрацией от 0,15 до 0,45 масс. %, температурный стабилизатор, деэмульгатор, деструктор, содержание которых обеспечивает термостабильность и высокую вязкость. Общими признаками известных и заявляемых жидкостей для ГРП и способов приготовления являются использование синтетического гелеобразователя, высокоминерализованной воды, а также деэмульгатора и деструктора, при этом содержание деэмульгатора и деструктора в известном и заявляемом технических решениях имеет пересечение.
Однако, представленные в известном техническом решении концентрации компонентов не обеспечивают одновременно сохранение вязкости при изменении одновременно температуры и скорости сдвига, а также сохранение вязкости в течении времени, необходимого для проведения ГРП и транспортировке проппанта, с последующим падением вязкости в течении требуемого времени для высвобождения проппанта и удаления жидкости для ГРП из пласта. Также для известного технического решения характерна невысокая солеустойчивость - до 10 г/л.
Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU 2729652, опубл. 11.08.2020, МПК: E21B 43/22, E21B 43/16, C09K 8/58), который включает геофизические исследования нагнетательной скважины, определение профиля приемистости пласта, приготовление суспензии с частицами предварительно сшитого полимера, закачку суспензии в пласт, регулирование концентрации суспензии, при этом в качестве предварительно сшитого полимера используют полимер на основе полиакриламида, для приготовления суспензии используют пластовую жидкость, подаваемую в нагнетательную скважину. Общими признаками известного и заявляемого способов является использование при разработке (обработке) пласта жидкости на основе синтетического гелеобразователя (полимер на основе полиакриламида) и высокоминерализованной воды (пластовая жидкость).
Однако, в известном способе отсутствуют данные по свойствам жидкости, обеспечивающих транспортировку проппанта, возможность снижения вязкости жидкости для её последующего удаления из пласта.
Ближайшим аналогом (прототипом) способа обработки пласта является способ обработки подземного пласта (патент RU 2673089, опубл. 22.11.2018, МПК: E21B 43/267, C09K 8/62), который включает введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв. При этом текучая среда-носитель может включать в себя воду, пресную воду, например, «жидкость с агентами для снижения трения», морскую воду, реликтовую воду или добываемую воду. Текучая среда-носитель может также включать в себя гидратируемые гели (такие как гуаровые смолы, полисахариды, ксантан, гидроксиэтил целлюлозу, гуар, сополимеры полиакриламида и их производные, например, акриламидометилпропансульфонатный полимер, или другие аналогичные гели. Общими признаками известного и заявляемого способа обработки пласта являются использование жидкости (текучая среда носитель), полученной с использованием синтетического гелеобразователя и высокоминерализованной воды, добавление расклинивающего наполнителя (проппанта), проведение обработки пласта.
Однако, известный способ не обеспечивает повышение эффективности, т.к. содержание полимера не обеспечивает сохранение динамики изменения вязкости при увеличении скорости сдвига при изменении температуры и, соответственно, не обеспечивает эффективной транспортировки проппанта жидкостью (средой-носителем), отсутствие деструктора не обеспечивает разрушение жидкости для отделения проппанта от жидкости и её удаления из пласта.
Задача предлагаемого технического решения заключается в создании жидкости для ГРП, которая в процессе транспортировки проппанта и осуществления гидроразрыва сохраняет вязкоупругие свойства, необходимые для переноса проппанта, а после гидроразрыва в течение короткого времени теряет вязкость, что обеспечивает эффективное удаление полимера из пласта.
Технический результат для жидкости ГРП и способа её приготовления заключается в получении жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде с составом, при котором обеспечивается одновременно сохранение оптимальной для транспортировки проппанта вязкости (не менее 30 сП при скорости сдвига 100 с-1) при проведении операций ГРП в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 60 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90° включительно и с последующим распадом жидкости ГРП (снижением вязкости) в течение 160 минут, что обеспечивает повышение эффективности отделения проппанта от жидкости для ГРП в трещине и удаления жидкости для ГРП из пласта, а также при котором обеспечивается снижение разницы в значениях вязкости геля с изменением скорости сдвига при изменении температуры, что обеспечивает сохранение вязкоупругих свойств геля для транспортировки проппанта при изменении внешних условий. Также для способа приготовления жидкости техническим результатом является сокращение времени гидратации.
Техническим результатом для способа обработки пласта с использованием заявленной жидкости является упрощение и повышение эффективности и экологичности способа обработки пласта за счет использования высокоминерализованной воды, т.к. исключается необходимость дополнительной подготовки (нагрева), транспортировки и хранения воды, а также за счет эффективной транспортировки проппанта с последующим отделением от жидкости для ГРП в связи с уменьшением её вязкости и эффективного удаления жидкости для ГРП после завершения операции по ГРП.
Технический результат достигается за счет того, что жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде включает синтетический гелеборазователь, деэмульгатор, деструктор, при этом содержание компонентов составляет, % масс.: синтетический гелеобразователь от 0,5 - 0,8, деэмульгатор от 0,1 до 0,2, деструктор от 0,05 до 0,12, высокоминерализованная вода - остальное.
Сочетание компонентов в заявленных массовых долях обеспечивают создание в высокоминерализованной воде особой структуры геля, за счёт которой и достигается технический результат. Особая структура геля в заявленном изобретении обусловлена:
- плотной укладкой полимерных цепей;
- электростатическим воздействием ионов, содержащихся в воде, на полимерные глобулы;
- сорбцией растворенных веществ при их взаимодействии с функциональными группами полимера-гелеобразователя.
Плотная укладка полимерных цепей обеспечивает сохранение физической активности полимерных цепей, непосредственно связанных с модулем упругости. В результате обеспечивается стабильность вязкости при изменении скорости сдвига и при увеличении температуры (не происходит значительного разжижения геля). Это приводит при изменении температуры к снижению разницы в значениях вязкости при увеличении скорости сдвига с сохранением свойств жидкости, позволяющих удерживать проппант в геле и его транспортировку.
При взаимодействии с деструктором в заявленных диапазонах концентраций обеспечивается разрыв связей полимерных цепочек/между ними и их стабилизация за счет наличия в высокоминерализованной воде ионов. Это позволяет удерживать (и даже в некоторых случая повышать) вязкость геля. Затем происходит постепенное снижение вязкости геля в результате дальнейшего воздействия деструктора и внешних воздействий (в частности, высокая температура).
Образование такой структуры геля обеспечивается в результате взаимодействия гелеобразователя с высокоминерализованной водой. Известно, что при использовании высокоминерализованной воды происходит падение вязкости геля в результате электростатического взаимодействия с ионами воды и уплотнения структуры геля за счет сжатия полимерной глобулы. При увеличении концентрации гелеобразователя вероятно снижается электростатическое воздействие, что обеспечивает сохранение физической активности полимерных цепочек. При этом сорбция растворенных в воде веществ повышает степень набухания полимера в результате специфического взаимодействия с функциональными группами гелеобразователя, а также происходит сближение полимерных цепочек с гидратными оболочками ионов, содержащихся в воде. Этот процесс позволяет в заявленном изобретении при воздействии деструктора стабилизировать полимерные цепи гелеобразователя в процессе деструкции и сохранить (даже несколько повысить) вязкость геля в течении необходимого времени. Дальнейшее падение вязкости будет происходить в результате уменьшения длины полимерных цепочек в геле и меньшей устойчивости образующихся связей. Это приводит к обеспечению стабильности жидкости для ГРП в течение времени, необходимого для проведения операций по ГРП и последующему повышению скорости распада жидкости. В рамках заявленного изобретения под распадом жидкости понимается снижению вязкости менее 15 сП, т.к. при указанных значениях обеспечивается возможность эффективного удаления жидкости из пласта.
Увеличение концентрации синтетического гелеобразователя будет приводить к снижению активности полимерных цепей, связанных с модулем упругости, уменьшение концентрации гелеобразователя не позволит обеспечить образование структуры геля, которая обеспечивает при изменении температуры максимальное сохранение динамики изменения вязкости при увеличении скорости сдвига и взаимодействию с деструктором, при котором обеспечивается сохранение стабильности жидкости для ГРП.
Повышение концентрации деструктора будет приводить к снижению времени стабильности вязкости жидкости для ГРП, понижение концентрации деструктора - к увеличению времени снижения вязкости для отделения от проппанта при проведении ГРП и удаления жидкости для ГРП из пласта.
Деэмульгатор позволяет избежать образования устойчивых эмульсий жидкости ГРП при взаимодействии с пластовым флюидом в процессе проведения ГРП, а также после распада. Введение деэмульгатора в заявленных диапазонах не влияет на свойства жидкости ГРП. Снижение количества деэмульгатора будет приводить к образованию эмульсий, увеличение содержания деэмульгатора может влиять на свойства жидкости ГРП в зависимости от состава используемого деэмульгатора.
Соотношение синтетического гелеобразователя к деструктору может составлять от 6:1 до 14:1. Такие соотношения гелеобразователя к деструктору обеспечивают протекание вышеописанных процессов в широком диапазоне концентраций. Увеличение гелеобразователя относительно деструктора будет приводить к недостаточности разрыва связей и несколько большему времени последующего уменьшения вязкости. Уменьшение гелеобразователя относительно деструктора будет приводить к некоторому уменьшению времени стабильности жидкости для ГРП. Предпочтительно соотношения синтетического гелеобразователя к деструктору могут составлять от 7,5:1 до 9:1. При таких соотношениях будет обеспечиваться время сохранения стабильности жидкости около 100 минут.
Синтетический гелеобразователь может представлять собой синтетический полимер, выбранный из группы полиакриламидов либо модифицированных полиакриламидов, которые обладают повышенной стойкостью в минерализованной воде. Товарная форма полимера может быть сухой или жидкой, например, в виде суспензии или эмульсии на водной либо углеводородной основе. Использование модифицированных полиакриламидов позволяет обеспечить большие значения вязкости за счет меньшего влияния ионов минерализованной воды на полимер.
Высокоминерализованная вода может представлять собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.
Деэмульгатор может представлять собой поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе оксиэтилированных жирных кислот, либо любой другой ПАВ, применяемый в жидкостях для ГРП.
Деструктор может представлять собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония, либо любой другой деструктор окислительного типа.
Ввиду специфики состава минерализованных вод, к которым относятся подтоварные и пластовые воды, а именно высокому содержанию ионов кальция, магния и других элементов, жидкость дополнительно может включать стабилизирующую добавку не более 0,4 масс.%, которую выбирают из группы спиртов, хорошо растворимых органических солей, предпочтительно (но не ограничиваясь) глицерина, этиленгликоля, глиоксаля, метанола, тиосульфата натрия, глюконата натрия. Например, в качестве стабилизирующей добавки может использоваться смесь многоатомных спиртов.
Стабилизатор (ингибитор набухания) глин относится к стандартным добавкам, используемым для приготовления жидкостей ГРП. В рамках заявленного изобретения жидкость может включать стабилизатор глин не более 0,2%, например, в случае работ на коллекторах с высоким содержанием глинистых минералов. Специальных требований, предъявляемым к указанным компонентам в рамках данного изобретения нет. При повышенной минерализации используемых вод, свойств обрабатываемых пластов и других факторов, добавление этих может быть целесообразным, что должно подтверждаться результатами испытаний перед проведением работ по ГРП.
В случае использования технологии при повышенных температурах обрабатываемых пластов (например, выше 120°) жидкость может включать в состав высокотемпературные стабилизаторы, например, тиосульфат натрия в количестве до 0,4 масс. %.
Вода может характеризоваться содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH = 5 - 8, общей минерализацией до 17,5 г/л.
Технический результат достигается также при использовании способа приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор в количестве от 0,1 до 0,2 масс. %, затем синтетический гелеобразователь от 0,5 до 0,8 масс. %, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор в количестве от 0,05 масс. % до 0,12 масс. %.
Технический результат достигается за счет последовательного растворения компонентов и получения жидкости для ГРП с определенным содержанием компонентов. Повышение скорости гидратации связано с увеличением концентрации гелеобразователя и использованием высокоминерализованной воды, в результате чего степень набухания увеличивается за счет сорбции растворенных веществ (взаимодействия растворенных веществ с функциональными группами полимеров).
Синтетический гелеобразователь может представлять собой синтетический полимер, выбранный из группы полиакриламидов либо модифицированных полиакриламидов, которые обладают повышенной стойкостью в минерализованной воде. Товарная форма полимера может быть сухой или жидкой, например, в виде суспензии или эмульсии на водной либо углеводородной основе. Использование модифицированных полиакриламидов позволяет обеспечить большие значения вязкости за счет меньшего влияния ионов минерализованной воды.
Высокоминерализованная вода может представлять собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.
Деэмульгатор может представлять собой поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе оксиэтилированных жирных кислот, либо любой другой ПАВ, применяемый в жидкостях для ГРП.
Деструктор может представлять собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония, либо любой другой деструктор окислительного типа.
Ввиду специфики состава минерализованных вод, к которым относятся подтоварные и пластовые воды, а именно высокому содержанию ионов кальция, магния и других элементов, жидкость дополнительно может включать стабилизирующую добавку не более 0,4 масс. %, которую выбирают из группы спиртов, хорошо растворимых органических солей, предпочтительно (но не ограничиваясь) глицерина, этиленгликоля, глиоксаля, метанола, тиосульфата натрия, глюконата натрия. Например, в качестве стабилизирующей добавки может использоваться смесь многоатомных спиртов.
Стабилизатор (ингибитор набухания) глин относится к стандартным добавкам, используемым для приготовления жидкостей ГРП. В рамках заявленного изобретения жидкость может включать стабилизатор глин не более 0,2%, например, в случае работ на коллекторах с высоким содержанием глинистых минералов. Специальных требований, предъявляемым к указанным компонентам в рамках данного изобретения нет. При повышенной минерализации используемых вод, свойств обрабатываемых пластов и других факторов, добавление этих может быть целесообразным, что должно подтверждаться результатами испытаний перед проведением работ по ГРП.
В случае использования технологии при повышенных температурах обрабатываемых пластов (например, выше 120°С) жидкость может включать в состав высокотемпературные стабилизаторы, например, тиосульфат натрия в количестве до 0,4 масс. %.
Вода может характеризоваться содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH = 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.
Технический результат достигается также при использовании способа приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор в количестве от 0,1 до 0,2 масс. %, затем синтетический гелеобразователь от 0,5 до 0,8 масс. %, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор в количестве от 0,05 масс. % до 0,12 масс. %.
Технический результат достигается за счет последовательного растворения компонентов и получении жидкости для ГРП с определенным содержанием компонентов. Повышение скорости гидратации связано с увеличением концентрации гелеобразователя и использованием высокоминерализованной воды, в результате чего степень набухания.
Ввиду специфики состава минерализованных вод, к которым относятся подтоварные и пластовые воды, а именно высокому содержанию ионов кальция, магния и других элементов, жидкость дополнительно может включать стабилизирующую добавку не более 0,4 масс. %, которую выбирают из группы спиртов, хорошо растворимых органических солей, предпочтительно (но не ограничиваясь) глицерина, этиленгликоля, глиоксаля, метанола, тиосульфата натрия, глюконата натрия. Например, в качестве стабилизирующей добавки может использоваться смесь многоатомных спиртов.
Стабилизатор (ингибитор набухания) глин являются стандартными добавками, используемыми для приготовления жидкостей ГРП. В рамках заявленного изобретения жидкость может включать стабилизатор глин не более 0,2%, например, в случае работ на коллекторах с высоким содержанием глинистых минералов. Специальных требований, предъявляемым к указанным компонентам в рамках данного изобретения нет. Следует добавить, что в некоторых случаях, например, при повышенной минерализации используемых вод, свойств обрабатываемых пластов и других факторов, добавление этих компонентов является не целесообразным, что должно подтверждаться результатами испытаний перед проведением работ по ГРП.
В случае использования технологии при повышенных температурах обрабатываемых пластов (например, выше 120°С) жидкость может включать в состав высокотемпературные стабилизаторы, например, тиосульфат натрия в количестве до 0,4 масс. %.
Введение стабилизирующей добавки происходит совместно либо сразу после добавления полимера. Для снижения количества добавляемых компонентов и оптимизации затрат на проведение ГРП, стабилизирующая добавка может быть введена в состав гелеобразующего агента, и/или деэмульгатора и/или стабилизатора глин.
Используемая вода может характеризоваться содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH = 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.
Все указанные варианты могут быть скомбинированы между собой.
Техническим результатом для способа обработки пласта является упрощение и повышение эффективности и экологичности.
Технический результат достигается при реализации способа обработки пласта, который включает добавление в заявленную жидкость для гидроразрыва пласта проппанта и проведение гидроразрыва пласта.
Технический результат достигается за счет того, что использование в составе жидкости для ГРП высокоминерализованной воды исключает необходимость дополнительной подготовки (нагрева), транспортировки и хранения воды. При этом состав жидкости для ГРП обеспечивает эффективную транспортировку проппанта, обеспечение времени стабильности жидкости для ГРП, необходимого для проведения ГРП, а также её распад после завершения ГРП, в результате чего проппант оседает, а жидкость легко удаляется из пласта.
На фигуре 1 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 1 в таблице 2.
На фигуре 2 представлено изменение вязкости жидкости для ГРП при изменении скорости сдвига при повышенной температуре.
При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2- изменение вязкости жидкости для ГРП во времени 3 - изменение скорости сдвига во времени.
На фигуре 3 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 2 в таблице 2.
На фигуре 4 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 3 в таблице 2.
На фигуре 5 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 4 в таблице 2.
На фигуре 6 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 5 в таблице 2.
На фигуре 7 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 6 в таблице 2.
На фигуре 8 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 7 в таблице 2.
На фигуре 9 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с"1, состав которой приведен для примера 8 в таблице 2.
При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2 - изменение вязкости жидкости для ГРП во времени.
На фигуре 10 представлена динамика изменения вязкости жидкостей для ГРП при изменении скорости сдвига при 20°С с использованием 4 - дистиллированной воды, 5 - воды с общей минерализацией 9,3 г/л, 6 - воды с общей минерализацией 6,5 г/л, 7 - воды с общей минерализацией 5,1 г/л, 8 - воды с общей минерализацией 3,9 г/л.
На фигуре 11 представлена динамика изменения вязкости жидкости для ГРП с общей минерализацией 3,9 г/л при изменении скорости сдвига при температуре 8-20°С, 9-10°С, 10-30°С, 11-40°С.
Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.
Для проведения испытаний по приготовлению жидкости ГРП использовали подтоварные, смесевые и пластовые воды, отобранные из реальных источников. Для сравнения свойств жидкости для ГРП также использовали дистиллированную воду.
Составы использованных высокоминерализованных вод приведены в Таблице 1.
На фигуре 2 представлено изменение вязкости жидкости для ГРП при изменении скорости сдвига при повышенной температуре.
При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2 - изменение вязкости жидкости для ГРП во времени 3 - изменение скорости сдвига во времени.
На фигуре 3 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 2 в таблице 2.
На фигуре 4 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 3 в таблице 2.
На фигуре 5 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 4 в таблице 2.
На фигуре 6 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 5 в таблице 2.
На фигуре 7 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 6 в таблице 2.
На фигуре 8 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 7 в таблице 2.
На фигуре 9 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 8 в таблице 2.
При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2 - изменение вязкости жидкости для ГРП во времени.
На фигуре 10 представлена динамика изменения вязкости жидкостей для ГРП при изменении скорости сдвига при 20° с использованием 4 - дистиллированной воды, 5 - воды с общей минерализацией 9,3 г/л, 6 - воды с общей минерализацией 6,5 г/л, 7 - воды с общей минерализацией 5,1 г/л, 8 - воды с общей минерализацией 3,9 г/л.
На фигуре 11 представлена динамика изменения вязкости жидкости для ГРП с общей минерализацией 3,9 г/л при изменении скорости сдвига при температуре 8-20°, 9-10°, 10-30°, 11-40°.
Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.
Для проведения испытаний по приготовлению жидкости ГРП использовали подтоварные, смесевые и пластовые воды, отобранные из реальных источников. Для сравнения свойств жидкости для ГРП также использовали дистиллированную воду.
Таблица 1. Состав воды.
| Вода № | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| Содержа-ние основных компонен-тов | Cl-, мг/дм3 | 1600 | 10400 | 2800 | 3600 | 4000 | 1900 |
| Na+, K+ (суммарно), мг/дм3 | 1322 | 6155 | 2000 | 2250 | 3552 | 2125 | |
| Ca2+, мг/дм3 | 66 | 410 | 260 | 32 | 120 | 37,5 | |
| Mg2+, мг/дм3 | 18 | 110 | 13 | 12 | 26,4 | 13,9 | |
| HCO3 -, мг/дм3 | 810 | 190 | 870 | 1000 | 1500 | 1000 | |
| Общая минерализация, мг/дм3 | 3862 | 17343 | 6500 | 6100 | 9260 | 5116 | |
Во всех используемых составах воды содержание железа составляет менее 8,0 мг/дм3, сульфат-ионов - менее 200 мг/дм3.
Для приготовления жидкости ГРП использованы химические добавки производства компании ООО «Ника-Петротэк». В общем случае процесс приготовления жидкости ГРП (в лабораторных условиях) осуществляют следующим образом.
В высокоминерализованную воду при перемешивании добавляют деэмульгатор (PT NE, ТУ 20.59.42-008-29191682-2017 - ПАВ на основе оксиэтилированных жирных кислот), в некоторых вариантах изобретения добавляют высокотемпературный стабилизатор на основе тиосульфата натрия (PT Stab, ТУ 20.59.42-016-29191682-2017). Затем добавляют синтетический гелеобразователь на основе полиакриламида (GPS, ТУ 20.59.42-055-29191682-2020) при перемешивании с частотой вращения лопастей нижнеприводной мешалки (например, Waring) около 1500-3000 об/мин. Гидратацию проводят в течении 3-5 мин. В полученный гель вводят деструктор окислительного типа на основе персульфата аммония (PT HT Cap, ТУ 20.59.42-023-29191682-2017). Затем образец жидкости испытывали на реометре Brookfield PVS.
Составы примеров жидкостей для ГРП представлены в Таблице 2.
Таблица 2. Составы жидкости гидроразрыва пласта
| № | Вода № | Синт.гелеоб-разователь, % |
Высокотемп. стабилизатор, % |
Деэмульга-тор, % | Деструктор, % |
| 1 | 3 | 0,6 | 0 | 0,2 | 0,08 |
| 2 | 2 | 0,7 | 0,35 | 0,2 | 0,05 |
| 3 | 1 | 0,6 | 0 | 0,2 | 0,09 |
| 4 | 3 | 0,6 | 0 | 0,2 | 0,07 |
| 5 | 3 | 0,6 | 0 | 0,2 | 0,09 |
| 6 | 4 | 0,5 | 0 | 0,1 | 0,08 |
| 7 | 4 | 0,8 | 0 | 0,1 | 0,12 |
| 8 | 3 | 0,6 | 0 | 0,2 | 0 |
Как видно из фигур 1, 3-8 все полученные жидкости ГРП сохраняют вязкость выше 30 сП при температуре 90°С не менее 60 минут. Затем происходит разрушение геля и падение вязкости жидкости менее, чем за 160 минут для всех представленных составов.
На фигуре 2 представлены результаты испытаний жидкости для ГРП из примера 1 на чувствительность к изменению скорости сдвига. Как видно из графика восстановление после первого цикла сдвиговых нагрузок до 102 сП происходит за 60 секунд, после второго цикла до 103 сП за также за 60 секунд, после третьего цикла до 102 сП за 60 секунд. Это дополнительно подтверждает сохранение упругих свойств жидкости для ГРП при внешнем воздействии.
Таким образом, представленные данные подтверждают достижение технического результата для жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления в части сохранения оптимальной для проведения операций ГРП вязкости (не менее 30 сП) в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 90 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90° включительно и с последующим полным распадом жидкости ГРП (потеря вязкости ниже 15 сП) в течение менее 160 минут, что обеспечивает повышение эффективности отделения проппанта от жидкости для ГРП и её удаления из пласта.
Для оценки сохранения динамики изменения вязкости жидкости с увеличением скорости сдвига при изменении температуры были приготовлены гели с концентрацией гелеобразователя 0,6 масс.% на разных типах воды (в том числе на дистиллированной воде) без добавления остальных компонентов. Как видно из фигуры 10 при использовании дистиллированной воды наблюдается большой перепад вязкости геля при изменении скорости сдвига. При использовании высокоминерализованной воды в результате взаимодействия полимерных цепочек геля с ионами, содержащимися в воде, наблюдается общее понижение вязкости, но перепад вязкости при изменении скорости сдвига меньший по сравнению с гелем на дистиллированной воде. Это позволяет сделать вывод, что при изменении нагрузки в процессе проведения ГРП свойства жидкости будут стабильны, что обеспечит высокую эффективность транспортировки проппанта.
Также было исследовано влияние изменения температуры на динамику изменения вязкости при увеличении скорости сдвига. На фигуре 11 представлены результаты этих исследований с использованием геля на воде с общей минерализацией 3,9 г/л без добавления остальных компонентов. Как видно из графиков наблюдается снижение влияния температуры при её увеличении на динамику вязкости при изменении скорости сдвига, при этом содержание ионов, участвующих в стабилизации образующейся структуры геля достаточно небольшое. Это позволяет сделать вывод, что в целом для гелей на высокоминерализованной воде обеспечивается снижение разницы в значениях вязкости геля с изменением скорости сдвига при изменении температуры, что обеспечивает сохранение вязкоупругих свойств геля для транспортировки проппанта при изменении внешних условий.
При сравнении реологических профилей жидкостей (в частности примеры 1, 4, 5, 8) наблюдается уменьшение значений вязкости жидкости с одинаковым содержанием гелеобразователя и деэмульгатора при увеличении концентрации деструктора. При этом для жидкости, не содержащей деструктор (фигура 9), значение вязкости сопоставимо со значениями вязкости жидкостей для ГРП с деструктором. Это позволяет сделать вывод о вероятном механизме стабилизации полимерных цепочек, описанном выше.
Представленные примеры подтверждают обеспечение сохранения свойств заявленной жидкости для ГРП при изменении внешних условий (нагрузки и температуры), что приводит к сохранению положения (распределения) проппанта в геле в процессе проведения ГРП, сохранение стабильности жидкости в течение необходимого времени для проведения операций по ГРП с последующим распадом жидкости.
Это также подтверждает достижение технического результата для способа обработки пласта (упрощение и повышение эффективности и экологичности) за счет использования высокоминерализованной воды, т.к. исключается необходимость дополнительной подготовки (нагрева), транспортировки и хранения воды, а также за счет эффективной транспортировки проппанта (связанной со свойствами жидкости для ГРП) с последующим отделением от жидкости для ГРП в связи с уменьшением её вязкости и эффективного удаления жидкости для ГРП после завершения операции по ГРП.
Claims (31)
1. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, включающая синтетический гелеобразователь, деэмульгатор, деструктор, при этом содержание компонентов составляет, % масс.:
2. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 6:1 до 14:1.
3. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.2, в которой соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 7,5:1 до 9:1.
4. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по пп.1-3, в которой синтетический гелеобразователь представляет собой полимер, выбранный из группы полиакриламидов или модифицированных полиакриламидов.
5. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой высокоминерализованная вода представляет собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.
6. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой деэмульгатор представляет собой поверхностно-активное вещество на основе оксиэтилированных жирных кислот.
7. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой деструктор представляет собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония.
8. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, которая дополнительно включает стабилизирующую добавку в концентрации не более 0,4 масс.%.
9. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.8, в которой стабилизирующую добавку выбирают из группы спиртов либо группы растворимых органических солей.
10. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.9, в которой используется стабилизирующая добавка на основе смеси многоатомных спиртов.
11. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, которая дополнительно включает стабилизатор глин в концентрации не более 0,2%.
12. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, которая дополнительно включает высокотемпературный стабилизатор с концентрацией не более 0,4 масс. %.
13. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.12, в которой высокотемпературным стабилизатором является тиосульфат натрия.
14. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.5, в которой вода характеризуется содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.
15. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор в количестве от 0,1 до 0,2 масс.%, затем синтетический гелеобразователь от 0,5 до 0,8 масс.%, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор в количестве от 0,05 масс.% до 0,12 масс.%.
16. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 6:1 до 14:1.
17. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.16, в котором соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 7,5:1 до 9:1.
18. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по пп.15-17, в котором синтетический гелеобразователь представляет собой полимер, выбранный из группы полиакриламидов или модифицированных полиакриламидов.
19. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором высокоминерализованная вода представляет собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.
20. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором деэмульгатор представляет собой поверхностно-активное вещество на основе оксиэтилированных жирных кислот.
21. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором деструктор представляет собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония.
22. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором время гидратации составляет от 3 до 5 минут.
23. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором перед добавлением синтетического гелеобразователя дополнительно вводят стабилизирующую добавку в концентрации не более 0,4 масс.%.
24. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.23, в котором стабилизирующую добавку выбирают из группы спиртов либо группы растворимых органических солей.
25. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.24, в котором используется стабилизирующая добавка на основе смеси многоатомных спиртов.
26. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором перед введением синтетического гелеобразователя дополнительно вводят стабилизатор глин в концентрации не более 0,2%.
27. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором дополнительно вводят высокотемпературные стабилизаторы с концентрацией не более 0,4 масс. %.
28. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта по п.27, в котором высокотемпературным стабилизатором является тиосульфат натрия.
29. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.19, в котором вода характеризуется содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.
30. Способ обработки пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, который включает добавление в жидкость для гидроразрыва пласта по любому из пп.1-14 проппанта и проведение гидроразрыва пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020136573A RU2760115C1 (ru) | 2020-11-06 | 2020-11-06 | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020136573A RU2760115C1 (ru) | 2020-11-06 | 2020-11-06 | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2760115C1 true RU2760115C1 (ru) | 2021-11-22 |
Family
ID=78719502
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020136573A RU2760115C1 (ru) | 2020-11-06 | 2020-11-06 | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2760115C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115059460A (zh) * | 2022-07-14 | 2022-09-16 | 重庆大学 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
| RU2797224C1 (ru) * | 2022-07-22 | 2023-05-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244814C1 (ru) * | 2001-02-20 | 2005-01-20 | Родиа Шими | Жидкость для гидравлического разрыва пласта, включающая блоксополимер, содержащий по меньшей мере один водорастворимый блок и один гидрофобный блок |
| RU2362010C1 (ru) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| CN105647505A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可使用高矿化度水配制压裂液的溶液及其应用 |
| CN108559477A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于高矿化度条件下使用的滑溜水压裂液 |
| RU2673089C1 (ru) * | 2014-10-20 | 2018-11-22 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ обработки подземного пласта |
| CA3055128A1 (en) * | 2019-01-22 | 2019-11-18 | Sichuan Aaosaide Material Technology Co., Ltd. | High temperature-resistance fully-suspended low-damage fracturing fluid and preparing method thereof |
| CN110483687A (zh) * | 2019-08-08 | 2019-11-22 | 北京九恒质信能源技术有限公司 | 压裂液增稠剂及其制备方法 |
-
2020
- 2020-11-06 RU RU2020136573A patent/RU2760115C1/ru active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244814C1 (ru) * | 2001-02-20 | 2005-01-20 | Родиа Шими | Жидкость для гидравлического разрыва пласта, включающая блоксополимер, содержащий по меньшей мере один водорастворимый блок и один гидрофобный блок |
| RU2362010C1 (ru) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины |
| RU2453694C1 (ru) * | 2011-09-06 | 2012-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ гидроразрыва пласта |
| RU2673089C1 (ru) * | 2014-10-20 | 2018-11-22 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Система и способ обработки подземного пласта |
| CN105647505A (zh) * | 2015-12-31 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种可使用高矿化度水配制压裂液的溶液及其应用 |
| CN108559477A (zh) * | 2018-05-15 | 2018-09-21 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种适用于高矿化度条件下使用的滑溜水压裂液 |
| CA3055128A1 (en) * | 2019-01-22 | 2019-11-18 | Sichuan Aaosaide Material Technology Co., Ltd. | High temperature-resistance fully-suspended low-damage fracturing fluid and preparing method thereof |
| CN110483687A (zh) * | 2019-08-08 | 2019-11-22 | 北京九恒质信能源技术有限公司 | 压裂液增稠剂及其制备方法 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN115059460A (zh) * | 2022-07-14 | 2022-09-16 | 重庆大学 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
| CN115059460B (zh) * | 2022-07-14 | 2024-05-03 | 重庆大学 | 一种降低水力压裂页岩储层自吸水量的方法 |
| RU2797224C1 (ru) * | 2022-07-22 | 2023-05-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте |
| RU2827721C1 (ru) * | 2023-11-30 | 2024-10-01 | Общество с ограниченной ответственностью "ВЕЛЛПРОП" | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и поверхностной воды, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20210147746A1 (en) | Formulations and methods | |
| US10526529B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| US10526530B2 (en) | Flooding operations employing chlorine dioxide | |
| RU2614825C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва водным раствором несшитого полимера | |
| US20120245061A1 (en) | Enhancing drag reduction properties of slick water systems | |
| US10233383B2 (en) | Method and compositions for enhanced oil recovery | |
| EA029068B1 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| RU2760115C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| US20160230068A1 (en) | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids | |
| US9016375B2 (en) | Breaking diutan with oxalic acid at 180° F to 220° F | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| CN112080269B (zh) | 一种微泡压裂液、制备方法及应用 | |
| RU2758828C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| CA2813700C (en) | Coal fines flocculation from produced water using oil-soluble phosphate ester | |
| RU2809114C1 (ru) | Способ приготовления жидкости для гидравлического разрыва пласта с использованием диоксида углерода в твердом состоянии | |
| RU2601708C1 (ru) | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин | |
| RU2793051C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2737605C1 (ru) | Состав для гидравлического разрыва пласта | |
| Ayirala et al. | Experimental Evaluation of Using Treated Produced Water for IOR/EOR: A New Sustainability Frontier | |
| CN113355077A (zh) | 适用于页岩油开采的工作液体系及其应用 | |
| Zhang | Reuse of Flowback and Produced Water: The Effects of Treatment Process on Tight-Rock Wettability and Selective Removal of Problematic ions for Stability of Friction Reducers | |
| WO2019236961A1 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
| Salgaonkar et al. | Breaking diutan with oxalic acid at 180 F to 220 F |