RU2793051C1 - Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2793051C1 RU2793051C1 RU2022115643A RU2022115643A RU2793051C1 RU 2793051 C1 RU2793051 C1 RU 2793051C1 RU 2022115643 A RU2022115643 A RU 2022115643A RU 2022115643 A RU2022115643 A RU 2022115643A RU 2793051 C1 RU2793051 C1 RU 2793051C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- composition
- water
- peroxide
- gelling agent
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - возможность регулирования времени проведения гидроразрыва пласта ГРП, стабильность состава для ГРП, повышение эффективности операции ГРП за счет отсутствия набухания состава для ГРП, оптимальные значения вязкости состава для ГРП, обеспечение дополнительного прироста давления на породу призабойной зоны пласта, полный распад состава для ГРП после завершения ГРП. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий высокоминерализованную воду, гелеобразователь на основе гуаровой камеди, боратный сшиватель, деструктор - перекисное соединение, в качестве боратного сшивателя содержит 33 %-ный, или 50 %-ный, или 53 %-ный по массе водный или водно-спиртовой раствор или суспензию в дизельном топливе или керосине борной кислоты, или тетрабората натрия, или улексита, или смеси борной кислоты с тетраборатом натрия или углекситом, в качестве высокоминерализованной воды содержит 36-40 %-ный раствор бромистого калия в пресной технической воде при следующем соотношении, мас.%: указанный гелеобразователь 0,36; указный сшиватель 0,12-0,18; указанный деструктор 0,03-0,10; указанный раствор бромистого калия остальное. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл., 7 пр.
Description
Область техники
Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), а также к составам для глушения и консервации скважин.
Предшествующий уровень техники
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. Важнейшим фактором успешности процедуры гидроразрыва пласта является качество жидкости разрыва. Жидкости ГРП должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости, иметь низкие фильтрационные утечки в пласт, обеспечивать минимальное снижение проницаемости обрабатываемого достаточную термостабильность и высокую сдвиговую стабильность в течение времени проведения ГРП, легко выноситься из пласта после обработки (в том числе в результате деструкции), быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях, иметь низкую коррозионную активность, быть экологически чистыми и безопасными в применении и иметь относительно низкую стоимость.
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. Для сохранения стабильности образующегося полимера при использовании минерализованной воды увеличивают содержание гелеобразующего агента в составе жидкости. Другой путь, позволяющий использовать минерализованные воды в составе жидкости ГРП - применение специализирующих добавок (стабилизаторов, буферов и вспомогательных компонентов), позволяющих нивелировать негативное влияние присутствующих в воде ионов и загрязняющих веществ.
Известно, что полисахаридные гели очень чувствительны к высокой минерализации, и получение жидкости ГРП на водах с большим содержанием растворенных солей, тем более с плотностями 1,32-1,37 кг/м3, затруднено.
Это объясняется тем, что некоторые водорастворимые соединения, особенно соли поливалентных металлов, препятствуют набуханию полисахаридного загустителя, тем самым не позволяя получить гели с необходимыми для проведения работ технологическими параметрами.
Известен состав технологической жидкости (патент RU 2122110, опубл. 20.11.1998) содержащей аммиак в количестве 10-12 мас. % от общей массы жидкости, что позволяет снизить набухание глинистой составляющей породы. Однако, растворение аммиака снижает плотность получаемой жидкости, а плотность 12 масс. % раствора аммиака составляет 0,96 г/мл.
Известен состав для гидроразрыва пласта (патент RU 2173772, опубл. 20.09.2001), который содержит пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и окисляющий компонент, взятый из группы, состоящей из персульфатов, перкарбонатов и перборатов щелочных металлов, дополнительно содержит четвертичное аммониевое соединение катамин АБ или гидрофобизатор нефтенол ГФ. Использование известного состава ограничивается высокой, лавинообразной деструкцией при температурах пласта более 50°С, а также тем, что за счет использования окислительных деструкторов в сочетании с высоким рН (9-10). Кроме того, плотность известного состава не превышает 1,18 г/мл. В патенте описана рецептура получение жидкости для ГРП с использованием 24%-го раствора хлористого натрия, однако дозировки химических реагентов для получения приемлемых значений реологических показателей геля высоки, используемый модифицированный гелеобразователь в совокупности с предыдущим ухудшает экономический показатель.
Наиболее близким техническим решением является состав для гидроразрыва пласта, (патент RU 2758828, опубл. 02.11.2021), включающий гелеобразующий агент на основе гуаровой камеди, боратный сшиватель, стабилизатор сшивки, деструктор, деэмульгатор, биоцид, высокоминерализованная вода - остальное. Под высокоминерализованной водой понимается подтоварная, пластовая либо смесь подтоварной и пресной воды с минерализацией от 3 г/л до 20 г/л. Подбор рецептуры жидкости ГРП на основе вод с широким набором катионов является сложной задачей. Указанные системы гелей на водах имеют сравнительно низкую минерализацию. Наличие в воде большого количества растворенных солей поливалентных металлов, например кальция, магния, железа, приводит к ухудшению свойств конечного геля для гидроразрыва пласта.
В предлагаемом изобретении решается задача расширения диапазона рабочей плотности состава вплоть до 1,37 г/мл за счет использования в качестве основы водного раствора бромида калия с концентрацией 36-40 масс. %, а так же, снижение набухания глин за счет присутствия большого количества ионов калия в составе жидкости.
Сущность изобретения
Технический результат заключается в обеспечении возможности регулирования времени проведения операций ГРП, стабильности жидкости ГРП, повышения эффективности операции ГРП с использованием состава за счет отсутствия набухания, а также ее полный распад после завершения ГРП. Кроме того, используя заявленный состав возможно проведение процесса ГРП на стандартном оборудовании в пластах с более высоким градиентом разрыва (дополнительный прирост давления при использовании жидкости высокой плотности составит 35% в случае с плотностью 1370 кг/м3). За счет отсутствия дорогостоящих компонентов стабилизатор в, бактерицидов, деэмульгаторов и др. вспомогательных компонентов для стабильности геля, которые увеличивают стоимость ГРП, предлагаемый состав является экономичным по стоимости.
Состав обеспечивает возможность получения оптимальных значений вязкости (более 400 сПз при 100 с-1) при высоком содержании соли бромида калия, и способен обеспечить дополнительный прирост давления на породу призабойной зоны пласта вплоть до 35%.
Заявленный технический результат достигается использованием состава полисахарид но го геля для гидравлического разрыва пласта, содержащем высокоминерализованную воду, гелеобразователь на основе гуаровой камеди, боратный сшиватель, деструктор - перекисное соединение, отличающийся тем, что в качестве боратного сшивателя содержит 33%-ный, или 50%-ный, или 53%-ный по массе водный или водно-спиртовой раствор или суспензию в дизельном топливе или керосине борной кислоты, или тетрабората натрия, или улексита, или смеси борной кислоты с тетраборатом натрия или углекситом, в качестве высокоминерализованной воды содержит 36-40%-ный раствор бромистого калия в пресной технической воде при следующем соотношении, мас.%:
| указанный гелеобразователь | 0,36 |
| указный сшиватель | 0,12-0,18 |
| указанный деструктор | 0,03-0,10 |
| указанный раствор бромистого калия | остальное |
В качестве гелеобразователя на основе гуаровой камеди используют гелеобразователь ПХС следующих марок: ГА-ФракС, ГА-ФракС-ФФ, ГА-ФракЖ, выпускаемые по ТУ 20.14.71-013-65343254-2019.
В качестве деструктора используют перекисные соединения, выбранные из: диметилпероксида, трет-бутилметилпероксида, дитретбутилпероксида, гидропероксида кумола, третбутилпероксибензоата, третбутилпероксида, бензоилпероксида, перикиси водорода, персульфата калия, персульфата аммония, перкабоната натрия.
Данная концентрация высокоминерализованной воды обусловлена максимальной растворимостью бромистого калия при температуре 20°С в пресной воде. В случаях с другими солями в растворах с максимальной их растворимостью добиться технологических показателей геля не представляется возможным. В таблице 1 приведены результаты гидратации гуаровой камеди в растворах солей высокой плотности и, для сравнения, в дистиллированной воде. Сшивка проводилась раствором борной кислоты в воде с добавлением гидроокиси калия. Из перечня солей, приведенных в таблице, только в растворе бромида калия был получен гель подходящего качества для проведения процесса ГРП.
Примеры осуществления изобретения
Для исследований использовались:
1. Раствор в пресной технической воде бромистого калия;
2. Гелеобразователь ПХС марки ГА-ФракС на основе гуаровой камеди, выпускаемый по ТУ 20.14.71-013-65343254-2019, ПХС марки ГА-ФракС-ФФ выпускаемый по ТУ 20.14.71-013-65343254-2019 - представляет собой быстрогидратируемый натуральный полимер гуарового класса в сухом виде и ПХС марки ГА-ФракЖ выпускаемый по ТУ 20.14.71-013-65343254-2019 быстро гидратируемый натуральный полимер гуарового класса в виде суспензии в углеводородной смеси.
3. Сшиватели: водный или водно-спиртовой раствор или суспензия в дизельном топливе или керосине борной кислоты, или тетрабората натрия, или улексита, или смеси борной кислоты с тетраборатом натрия или углекситом.
4. Деструкторы: персульфат калия, персульфат аммония, перкарбонат натрия, гидропероксид кумола.
Составы предлагаемого полисахаридного геля и прототипа представлены в таблице 2.
Пример 1 (состав №1).
В 1000 мл 36%-ного раствора бромистого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 3,6 г гелеобразователя ПХС марки ГА-ФракС, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 1,5 г сшивателя, содержащего 0,5 г борной кислоты, и 0,6 г перкарбоната натрия, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
Пример 2 (состав №2).
В 1000 мл 40%-ного раствора бромистого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 3,6 г гелеобразователя ПХС марки ГА-ФракС, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 1,6 г сшивателя, содержащего 0,3 г борной кислоты, 0,5 г тетрабората натрия и 0,3 г персульфата аммония, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
Пример 3 (состав №3).
В 1000 мл 36%-ного раствора бромистого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 3,6 г гелеобразователя ПХС марки ГА-ФракС-ФФ, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 1,8 г сшивателя, содержащего 0,2 г борной кислоты, 0,7 г улексита, и 1,0 г гидропероксида кумола, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
Пример 4 (состав №4).
В 1000 мл 40%-ного раствора бромистого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 3,6 г гелеобразователя ПХС марки ГА-ФракС-ФФ, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 1,5 г сшивателя, содержащего 0,3 г борной кислоты, 0,5 г тетрабората натрия и 0,5 г персульфата калия, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
Пример 5 (состав №5).
В 1000 мл 36%-ного раствора бромистого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 8 г гелеобразователя ПХС марки ГА-ФракЖ, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 1,6 г сшивателя, содержащего 0,3 г борной кислоты, 0,5 г тетрабората натрия и 0,5 г перкарбоната натрия, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
Пример 6 (состав №6).
В 1000 мл 40%-ного раствора бромистого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 8 г гелеобразователя ПХС марки марки ГА-ФракЖ, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 1,2 г сшивателя, содержащего 0,3 г борной кислоты, 0,3 г улексита и 0,6 г перкарбоната натрия, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
Пример 7 (сравнительный).
В 1000 мл 24%-ного раствора хлористого натрия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,5 г гидрофобизатора нефтенола ГФ и 2,4 г гелеобразователя, после чего полученный раствор перемешивали в течение 15 мин, а затем, не прекращая перемешивания, одновременно вводили 4,8 г диэтаноламина, 0,5 г тетрабората натрия и 2,4 г пербората натрия, после чего полученный гель перемешивали до полной сшивки.
В лабораторных условиях определяли эффективную вязкость (при скорости сдвига 100 с-1) составов, представленных в таблице 2.
Эффективную вязкость (Таблица 3) определяли на вискозиметре ротационного типа «Grace М5600» с использованием цилиндрической измерительной системы согласно инструкции к прибору.
Как следует из таблицы 3, предлагаемый состав жидкости ГРП обладает гораздо более высокой вязкостью в сравнении с прототипом и сохраняет высокую вязкость при значительно более высокой минерализации (до 40% масс. бромистого калия), чем у прототипа, что в значительной степени увеличивает плотность раствора, и позволит снизить нагрузку на насосные агрегаты при использовании данных составов.
Жидкость ГРП полученная по примеру 4 является стабильным составом с необходимыми технологическими параметрами для проведения процесса ГРП при исследовании жидкости на стабильность при 55°С и подвержена разрушению при прогреве выше 72°С, что демонстрируется на рисунке 1 (тест на стабильность жидкостей ГРП (100 с-1). 50-80°С. R1/B5).
Claims (4)
1. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий высокоминерализованную воду, гелеобразователь на основе гуаровой камеди, боратный сшиватель, деструктор - перекисное соединение, отличающийся тем, что в качестве боратного сшивателя содержит 33%-ный, или 50%-ный, или 53%-ный по массе водный или водно-спиртовой раствор или суспензию в дизельном топливе или керосине борной кислоты, или тетрабората натрия, или улексита, или смеси борной кислоты с тетраборатом натрия или углекситом, в качестве высокоминерализованной воды содержит 36-40%-ный раствор бромистого калия в пресной технической воде при следующем соотношении, мас.%:
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гелеобразователя на основе гуаровой камеди содержит гелеобразователь ПХС, выбранный из следующих марок: ГА- ФракС, ГА-ФракС-ФФ, ГА-ФракЖ.
3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве деструктора содержит перекисное соединение, выбранное из диметилпероксида, трет-бутилметилпероксида, дитретбутилпероксида, гидропероксида кумола, третбутилпероксибензоата, третбутилпероксида, бензоилпероксида, перикиси водорода, персульфата калия, персульфата аммония, перкабоната натрия.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2793051C1 true RU2793051C1 (ru) | 2023-03-28 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2173772C2 (ru) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта |
| CN102757778A (zh) * | 2012-08-14 | 2012-10-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种抗高矿化度水质压裂液 |
| WO2015126676A1 (en) * | 2014-02-24 | 2015-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment methods and fluids |
| RU2758828C1 (ru) * | 2020-10-28 | 2021-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2173772C2 (ru) * | 1999-04-21 | 2001-09-20 | Магадова Любовь Абдулаевна | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта |
| CN102757778A (zh) * | 2012-08-14 | 2012-10-31 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | 一种抗高矿化度水质压裂液 |
| WO2015126676A1 (en) * | 2014-02-24 | 2015-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Well treatment methods and fluids |
| RU2758828C1 (ru) * | 2020-10-28 | 2021-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» | Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10023782B2 (en) | Salt-tolerant, thermally-stable rheology modifiers | |
| RU2447124C2 (ru) | Текучие среды для подземной обработки пласта, снижающие трение сополимеры и способы обработки пласта | |
| RU2301244C2 (ru) | Использование анионных диспергированных полимеров в качестве модификаторов вязкости буровых растворов на водной основе | |
| US3710865A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
| CN102245732B (zh) | 无铬水基井眼流体 | |
| AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
| EP2789670A1 (en) | Polymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
| CA1211881A (en) | Composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| US10240081B2 (en) | Crosslinker composition including synthetic layered silicate | |
| NO177935B (no) | Tilsetningsmateriale for vandige borefluider og anvendelse av dette | |
| CA2526673C (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| RU2602262C1 (ru) | Термостойкий катионный буровой раствор | |
| JP2020532627A (ja) | 増強された高温架橋破砕流体 | |
| NO148787B (no) | Blanding til syrebehandling av poroese undergrunnsformasjoner og anvendelse av samme | |
| CN112724954B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| MXPA06006584A (es) | Metodo para reducir la perdida de fluido en un fluido de mantenimiento de perforaciones. | |
| CN115594795A (zh) | 一种耐盐耐温压裂液稠化剂及其制备方法以及压裂液 | |
| JPH0657245A (ja) | 水性循環掘削流体 | |
| CA1211880A (en) | Method of improving dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| RU2793051C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2492207C1 (ru) | Буровой раствор | |
| EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
| RU2664987C2 (ru) | Использование бора в качестве сшивающего агента в эмульсионной системе | |
| RU2760115C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием | |
| US20200392397A1 (en) | Crosslinkable friction reducer |