RU2815657C1 - Способ гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов - Google Patents
Способ гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2815657C1 RU2815657C1 RU2023112555A RU2023112555A RU2815657C1 RU 2815657 C1 RU2815657 C1 RU 2815657C1 RU 2023112555 A RU2023112555 A RU 2023112555A RU 2023112555 A RU2023112555 A RU 2023112555A RU 2815657 C1 RU2815657 C1 RU 2815657C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- proppant
- water
- polyelectrolyte
- fluid
- formation
- Prior art date
Links
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 title claims abstract description 83
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 67
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 55
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 46
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 29
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims description 16
- 229920002873 Polyethylenimine Polymers 0.000 claims description 14
- 229920001448 anionic polyelectrolyte Polymers 0.000 claims description 13
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 10
- -1 poly(diallyldimethylammonium) Polymers 0.000 claims description 9
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 5
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims description 4
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229920003118 cationic copolymer Polymers 0.000 claims description 2
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229920001467 poly(styrenesulfonates) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 claims description 2
- 229940006186 sodium polystyrene sulfonate Drugs 0.000 claims description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 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 claims 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 claims 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 63
- 230000001976 improved effect Effects 0.000 description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 10
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 10
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 4
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 4
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 4
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 2
- 230000004931 aggregating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N heavy water Substances [2H]O[2H] XLYOFNOQVPJJNP-ZSJDYOACSA-N 0.000 description 2
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 238000006683 Mannich reaction Methods 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 229920005601 base polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 210000001175 cerebrospinal fluid Anatomy 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 239000007822 coupling agent Substances 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000009881 electrostatic interaction Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003641 microbiacidal effect Effects 0.000 description 1
- 230000003472 neutralizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 229920003229 poly(methyl methacrylate) Polymers 0.000 description 1
- 229920000447 polyanionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920005594 polymer fiber Polymers 0.000 description 1
- 239000004926 polymethyl methacrylate Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000008707 rearrangement Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к области добычи углеводородов, и в частности к способу гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов. Способ гидравлического разрыва пласта включает закачку через скважину в пласт жидкости для создания и распространения трещины гидроразрыва, подготовку жидкости гидроразрыва посредством смешивания, по меньшей мере, воды, проппанта и, по меньшей мере, первой полимерной добавки и второй полимерной добавки с получением флокулированных частиц проппанта, закачку в пласт жидкости гидроразрыва с полученными флокулированными частицами проппанта. Далее в пласт закачивают продавочную жидкость. При этом первая полимерная добавка и вторая полимерная добавка образованы из полиэлектролитов с противоположными зарядами. Обеспечивается размещение проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и высокое значение вертикального размещения проппанта в сложной системе трещин. 9 з.п. ф-лы, 15 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относится к области добычи углеводородов, и в частности к способу гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов.
ВВЕДЕНИЕ
Гидроразрыв пласта (ГРП) широко используется для интенсификации притока нефти, газа, воды в скважину и предусматривает создание в подземном пласте трещины путем нагнетания жидкости под давлением, которое превышает давление гидроразрыва пласта. Для предотвращения смыкания трещины после сброса давления по окончании обработки для стимуляции в трещину вместе с жидкостью также доставляют проппант. Транспортировку проппанта с поверхности на глубину, где находятся трещины, можно осуществлять с помощью различных жидкостей.
Здесь и далее под терминами «песок» и «проппант» понимаются любые типы расклинивающих агентов, помещаемые в трещину для предотвращения ее смыкания после сброса давления.
Обработку малопроницаемых пластов, таких как сланцы или плотные песчаники, обычно проводят с помощью низковязких жидкостей (например, вязкой сликводы). Предполагается, что низковязкие жидкости создают сложную систему трещин (ССТ) внутри малопроницаемых пластов, тем самым улучшая дебит пластовых флюидов, таких как нефть, газ или вода. Однако в случае применения для гидроразрыва «низковязких» жидкостей возникают проблемы с предотвращением осаждения песка/проппанта, особенно в случае большого времени закрытия трещины. Для решения этих проблем обычно прибегают к закачке в скважину жидкости с высоким объемным расходом и использованию проппанта с мелким размером частиц (сито 100 и 40/70). Несмотря на все эти дополнительные ограничения, размещение проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и обеспечение достаточного вертикального охвата по-прежнему представляет собой трудную задачу. Вторичные и третичные трещины часто остаются нерасклиненными, в результате чего дебит скважины не достигает максимального уровня.
Расклинивающий агент обеспечивает поддержание расстояния между стенками трещины для создания проводящих каналов в пласте. Гетерогенное размещение проппанта дополнительно увеличивает проводимость пласта и выработку текучих сред.
Плотные пласты, такие как сланцы или плотные песчаники, можно обрабатывать низковязкими жидкостями, такими «вязкая сликвода». «Вязкая сликвода», также называемая «скользкая вода», представляет собой жидкость для гидроразрыва пласта на водной основе, с добавлением понизителя трения, который обычно представляет собой высокомолекулярное химическое вещество или полимер. Часто на практике для получения «вязкой сликводы» используют полиакриламид, который добавляется к воде, уменьшая трение и увеличивая скорость, с которой жидкость может быть закачена в скважину для гидроразрыва плотных пластов. При обработке с использованием жидкости для гидравлического разрыва с низкой вязкостью расклинивающий агент, как правило, интенсивно оседает, особенно в случае большого времени закрытия трещины, что тем самым снижает выработку текучих сред. Кроме того, размещение расклинивающего агента в глубоких трещинах и достижение высоких значений вертикального охвата внутри пласта до сих пор представляют собой проблемы для плотных пластов.
ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
В уровне техники имеются решения, направленные на использование низковязких жидкостей для гидравлического разрыва пласта.
Например, в решении WO 2017078560 A1 предложен способ проведения гидроразрыва пласта, который включает несколько последовательных этапов: закачивание через скважину в пласт порции жидкости, не содержащей проппант, для создания и распространения трещины гидроразрыва; закачивание в пласт порции суспензии, содержащей проппант, с образованием проппантной упаковки в трещине гидроразрыва; закачивание в пласт порции суспензии, содержащей жидкость и проппантные агрегаты на основе полиэлектролитного комплекса, с образованием проницаемых каналов в призабойной зоне трещины гидроразрыва; закачивание в скважину порции продавочной жидкости. Такая последовательность операций позволяет избежать перепродавки проппантной суспензии вглубь трещины ГРП и сохранить высокую проводимость трещины и повысить производительность скважины. Однако в этом решении не стоит задача размещения проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и обеспечения высокого значения вертикального размещения проппанта в сложной системе трещин. Это решение направлено на размещение проппантной упаковки в призабойной зоне с целью предотвращения перепродавки проппанта с призабойной зоны после промывки.
Также в решении US 10961832 B2 предложены способы обработки подземного пласта полимерными структурами, формируемыми в пласте. В документе описаны способы обработки подземного пласта, которые включают размещение жидкости для обработки в подземном пласте, причем жидкость для обработки содержит один или более полимеров, способных консолидироваться с формированием полимерной структуры на забое или в призабойной зоне. Также описаны жидкости для обработки, включающие полимерную структуру для обработки подземного пласта. Однако в этом решении не стоит задача размещения проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и обеспечения высокого значения вертикального размещения проппанта в сложной системе трещин. В этом решении осуществляется формирование агломератов на забое в скважине с помощью активации компонента in-situ посредством воздействия высокого напряжения сдвига при закачке.
Также в решении US 20150060072 A1 описаны способы обработки подземного пласта, которые включают размещение жидкости для обработки в подземном пласте, причем жидкость для обработки содержит твердый агент и один или более полимеров, способных консолидироваться с формированием полимерной структуры на забое или в призабойной зоне. Однако в этом решении не стоит задача размещения проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и обеспечения высокого значения вертикального размещения проппанта в сложной системе трещин. В этом решении также осуществляется формирование агломератов на забое в скважине уже после перфораций.
В решении US 20160040059 A1 предложен способ неоднородного размещения проппанта в трещинах путем агрегации в подземных трещинах в пласте мелкодисперсных частиц проппанта или других материалов, таких как волокна. Полимер вводят в подземный пласт, затем полимер вступает в химическую реакцию в скважинных условиях, например, подвергается гидролизу, что ведет к формированию катионных или анионных полиэлектролитов. В альтернативном варианте осуществления полиэлектролит образуется непосредственно в скважине, например, в результате разложения по Гофману или реакции Манниха. Полиэлектролит действует как флокулянт и обеспечивает агрегацию твердых частиц, таких как песок, слюда, кварцевая мука, керамические частицы и т.п., что ведет к образованию глубоко в трещине микрообразований с частицами проппанта. Предложены также способы агрегации волокон для улучшения заполнения и другие применения контролируемой флокуляции.
Однако в этом решении не стоит задача размещения проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и обеспечения высокого значения вертикального размещения проппанта в сложной системе трещин.
Соответственно в уровне техники имеется необходимость в создании механизма использования низковязких жидкостей для размещения проппанта в трещине на расстоянии от ствола скважины в достаточных концентрациях и обеспечения высокого значения вертикального размещения проппанта в сложной системе трещин.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с заявленным изобретением предложен способ гидравлического разрыва пласта, в соответствии с которым закачивают через скважину в пласт жидкость, не содержащую проппант, для создания и распространения трещины гидроразрыва; подготавливают жидкость гидроразрыва посредством смешивания по меньшей мере воды, проппанта и по меньшей мере первой полимерной добавки и второй полимерной добавки с получением флокулированных частиц проппанта, закачивают в пласт жидкость гидроразрыва с полученными флокулированными частицами проппанта; закачивают в скважину продавочную жидкость.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее варианты осуществления заявленного изобретения описываются более подробно, посредством чертежей, на которых показано:
Фиг. 1 - иллюстрация распределения проппанта в трещине при традиционном гидроразрыве с помощью «вязкой сликводы».
Фиг. 2 - иллюстрация распределения проппанта в трещине при гидроразрыве с использованием проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов, описанного в настоящем изобретении.
Фиг. 3 - иллюстрация ПЭК, который связывает частицы проппанта друг с другом. ПЭК формируют из противоположно заряженных полимеров.
Фиг. 4 - иллюстрация проппантных агрегатов между стенками трещины.
Фиг. 5 - лабораторная установка для проведения эксперимента.
Фиг. 6а и Фиг. 6b - схема результатов эксперимента (увеличенная высота насыпи проппанта). Фиг. 6. Высота насыпи проппанта для обычной «вязкой сликводы» Фиг. 6а и агломератов ПЭК Фиг. 6b.
Фиг. 7а и 7b - схемы результатов эксперимента, выполненных с обычной «вязкой сликводой» (Фиг. 7а) и с агломератами ПЭК в соленой воде (Фиг. 7b.).
Фиг. 8а и Фиг. 8b - улучшенный вертикальный охват щели с проппантными агрегатами на основе комплекса полиэлектролитов остается стабильным в течение нескольких часов.
Фиг. 9а и Фиг. 9b - моделирование распределения проппантной упаковки в трещине для жидкости на основе традиционной «вязкой сликводы» и для проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов.
Фиг. 10а и Фиг. 10b - сравнение обычного проппанта и «рыхлых» флокулированных частиц в пачке проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов.
ОПИСАНИЕ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
В соответствии с заявленным изобретением предложен способ гидравлического разрыва пласта, в соответствии с которым закачивают через скважину в пласт жидкость, не содержащую проппант, для создания и распространения трещины гидроразрыва; подготавливают жидкость гидроразрыва посредством смешивания по меньшей мере воды, проппанта и по меньшей мере первой полимерной добавки и второй полимерной добавки с получением флокулированных частиц проппанта, закачивают в пласт жидкость гидроразрыва с полученными флокулированными частицами проппанта; закачивают в скважину продавочную жидкость.
Гидроразрыв пласта широко используют для интенсификации притока в скважину. В этой технологии жидкость нагнетают в подземный пласт под высоким давлением, которое превышает давление гидроразрыва пород для формирования трещин. Для предотвращения смыкания трещин при сбросе давления после завершения обработки скважины в подземный пласт нагнетают проппант.
Во многих случаях операторы выполняют многостадийный гидроразрыв пласта (хорошо известная методика для наклонно-направленных и горизонтальных скважин), который значительно увеличивает проницаемость зоны вокруг скважины. Каждая стадия представляет собой одну полную операцию гидроразрыва пласта. Гидроразрыв пласта включает создание и распространение трещины в пласте и нагнетание проппанта (расклинивающего агента) для создания высокопроводящей проппантной упаковки, через которую добываемая жидкость течет в скважину. В так называемом многостадийном гидроразрыве пласта интервалы гидроразрыва отделяют друг от друга изолирующими механическими устройствами (например, изолирующими пакерами-пробками) или химическими отклонителями.
Гидроразрыв пласта - это стандартная методика для увеличения продуктивности нефтяных и газовых скважин. В пластах с низкой проницаемостью, как правило, используют такие технологии, как гидроразрыв пласта с помощью «вязкой сликводы» и гибридный гидроразрыв пласта. С помощью низковязких жидкостей можно создавать более узкие и длинные трещины с образованием сложной системы трещин (ССТ), которая является более эффективной для производительности скважины с экономической точки зрения. Однако по причине низкой вязкости несущей жидкости происходит преждевременное оседание проппанта, что может приводить к плохому вертикальному размещению проппанта и возможному закупориванию во время обработки. Плохое вертикальное размещение проппанта приводит к смыканию нерасклиненной части трещины после закрытия, что тем самым снижает ее производительность.
Настоящее изобретение относится к гидроразрыву пласта любого типа с помощью «вязкой сликводы» и нацелено на улучшение консолидации частиц проппанта внутри трещины с улучшенным вертикальным охватом. На Фиг. 1 представлена иллюстрация распределения проппанта в трещине при традиционном гидроразрыве с помощью «вязкой сликводы». На Фиг. 2 представлена иллюстрация распределения проппанта в трещине при гидроразрыве с использованием проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов, описанного в настоящем изобретении.
Проппантные агрегаты, описываемые в настоящем изобретении, характеризуются улучшенными свойствами переноса и минимальным оседанием, что способствует улучшенному вертикальному размещению проппанта и увеличению производительности по сравнению с гидроразрывом пласта традиционными низковязкими жидкостями.
Методики использования проппантных агрегатов (или проппантных агломератов) описаны в источниках информации, опубликованных до даты подачи настоящей заявки.
В частности, в опубликованной заявке US 2012068584 (Hydrocarbon-based fluid composition and method of using same) описано формирование агломератов в жидкости гидроразрыва на основе углеводородов (нефть, дизель), включающей небольшое (до 5%) количество воды. Вода воздействует на частицы проппанта как «физический клей» и соединяет частицы проппанта друг с другом. Благодаря этому уменьшается вынос проппанта в связанной форме. Однако использование гидроразрыва пласта с гидрофобной (нефтесодержащей) жидкостью в качестве жидкости-носителя редко встречается на практике в нефтедобывающей отрасли. Кроме того, такие агломераты имеют низкую прочность, что препятствует переносу требуемого количества проппанта.
В заявке WO 2015/076693 (Controlled inhomogeneous proppant aggregate formation, опубликованной 25 мая 2015 г.) описан способ улучшения потока жидкости в трещину гидроразрыва, который включает приготовление суспензии из проппанта, легких частиц и жидкости-носителя. Жидкость-носитель может выступать в роли связующей среды, которая облегчает формирование агломератов из частиц проппанта и легких частиц. Суспензию нагнетают в пласт и инициируют агломерацию проппанта и/или легких частиц. В частности, связующая жидкость формируется, когда катионный полиэлектролит (или его предшественник) взаимодействует с анионным полиэлектролитом (или его предшественником), что приводит к образованию агрегатов твердых частиц (проппанта и легких частиц) за счет формирования комплекса полиэлектролитов (ПЭК). Сформировавшиеся кластеры ПЭК удерживают частицы проппанта и другие частицы внутри своего объема. За счет консолидации проппантных образований уменьшается вынос проппанта из обработанного пласта. Благодаря низкой удельной массе сформировавшихся агрегатов на основе ПЭК (по сравнению с удельной массой проппанта) уменьшается оседание проппанта в процессе гидроразрыва пласта и обеспечивается улучшенный перенос проппанта в трещину.
Состав и способы производства полимерных композитов, содержащих частицы твердого агента (проппант или волокна) описаны в заявке на патент US 20150060072 (опубликована 5 марта 2015 г.). В одном из вариантов осуществления описания твердый агент (проппант) покрывают слоем полианионов, а затем проппант с полимерным покрытием добавляют в раствор противоположно заряженного полиэлектролита (например, гидратированного геля карбоксиметилцеллюлозы, КМЦ). Активное перемешивание двух полимеров приводит к формированию удлиненных полимерных структур за счет формирования ПЭК вокруг частиц проппанта. С помощью такого подхода производят «волокнистые композиты» из полимерных жидкостей в пласте путем инициирования консолидации растворенных полимеров под воздействием напряжения сдвига, приложенного к полимерной жидкости. Такие полимерные структуры волокнистого композита используют в качестве волокнистых добавок для жидкостей обработки пласта, используемых в нефтегазовой отрасли (перечень вариантов применения включает добавки для снижения водоотдачи, композиции для гидроизоляции, жидкости гидроразрыва, промывочные жидкости, тампонажные композиции и т.д.
Ключевые понятия «полиэлектролит», «комплекс полиэлектролитов (ПЭК)» и «агрегат на основе комплекса полиэлектролитов» здесь и далее понимаются в соответствии с терминологией из патентного документа WO 2015/076693. «Полиэлектролит» - это полимер, состоящий из макромолекул, в которых значительная часть повторяющихся звеньев включает ионизированные или ионизируемые группы. «Комплекс полиэлектролитов» - это по существу нейтральный или близкий к нейтральному полимер-полимерный комплекс из макромолекул, несущих заряды с противоположным знаком, что приводит к взаимному сцеплению макромолекул в результате электростатического взаимодействия, в соответствии с определением из рекомендаций Международного союза теоретической и прикладной химии (IUPAC) [Pure Appl. Chem., Vol. 78, No. 11, pp. 2067-2074, 2006. IUPAC Recommendations 2006]. Катионные полиэлектролиты также называют «полиоснованиями», а анионные полиэлектролиты - «поликислотами». Тот факт, что после образования поперечных связей полимерный гель формирует одну фазу, а консолидация полимеров в комплексе полиэлектролитов формирует две отдельные фазы, т.е. плотные кластеры полимер-полимерного комплекса и низковязкую жидкость с остаточной концентрацией исходных полиэлектролитов, является одним из внешних признаков, по которым комплексы полиэлектролитов отличаются от сшитого геля на основе полиэлектролита. Агрегаты (кластеры) комплексов полиэлектролитов также демонстрируют адгезию к твердым частицам. Иными словами, полимер-полимерный комплекс может служить в качестве «консолидирующего агента» или «связующего агента» для твердых частиц в жидкостях для обработки пласта.
В литературных источниках результат взаимодействия водорастворимого заряженного полиэлектролита (поликатионного или полианионного) и противоположно заряженного поверхностно-активного вещества (ПАВ) также относят к категории комплексов полиэлектролитов. При взаимодействии с макромолекулой заряженные группы ПАВ нейтрализуют противоположно заряженные группы макромолекулы полиэлектролита (вокруг заряженной молекулы полимера образуется нейтрализующее покрытие из ПАВ), что приводит к образованию нейтрального комплекса (ПЭК). Примеры таких композиций в форме полимер-ПАВ можно найти в заявке на патент US 2015060072.
В настоящем изобретении методикой получения «проппантного агломерата» является механизм флокуляции, в результате которого происходит захват твердых частиц проппанта в состав полиэлектролитного комплекса из смеси полиэлектролитов, с образованием рыхлых агрегатов флокулированных частиц проппанта. В литературе под термином флокуляция подразумевается процесс, при котором мелкие частицы во взвешенном состоянии в жидкой или газовой среде образуют рыхлые хлопьевидные скопления, то есть флокулы. Флокуляция может происходить с использованием как индивидуальных флокулятов, так и, например, смесей противоположно заряженных полиэлектролитов, которые при взаимодействии образуют полиэлектролитные комплексы. Смирнова Н., Савельева М. «Применение полиэлектролитных комплексов для удаления взвешенных веществ в процессах водоподготовки и водоочистки». Экология и промышленность России. 2020, т. 24(5), с. 46-50. Образование флокулированных частиц проппанта достигается путем приготовления суспензии проппанта в водном растворе одного из полиэлектролитов с последующим введением второго полиэлектролита или его водного раствора при интенсивном перемешивании. Как правило, реакция взаимодействия двух противоположно заряженных полиэлектролитов протекает быстро и перемешивание необходимо для равномерного распределения компонентов в смеси и предотвращения локального взаимодействия полиэлектролитов без захвата проппанта. Более того, перемешивание может способствовать разбиванию изначально сформированных крупных образований со слабыми полимер-полимерными связями на более мелкие (обычно 2-3 мм) с последующим увеличением плотности связей между противоположными полиэлектролитами за счет перестройки и реконфигурации полимерных цепей, вызванных механическим воздействием. В конечном итоге формируются устойчивые образования состоящие из проппанта, флокулированного полиэлектролитным комплексом - флокулированных частиц проппанта, имеющих максимальный размер до 5 миллиметров, в конкретном случае 2-3 мм. На Фиг. 3 представлена иллюстрация ПЭК, который связывает частицы проппанта друг с другом. ПЭК формируют из противоположно заряженных полимеров.
В настоящем изобретении в качестве положительно заряженных полимеров используют водорастворимый катионный полиэлектролит, водорастворимое катионное поверхностно-активное вещество. Причем, водорастворимый катионный полиэлектролит включает, помимо прочего, катионные сополимеры полиакриламида, поли(диаллилдиметиламмоний)хлорида (DADMAC), полиэтиленимина (PEI), разветвленного полиэтиленимина (PEI), поли(4-винилового -1-метилпиридиний)бромид, P(BrVMP), поли(диаллилдиметиламмоний)хлорид, P(CIDDA) или их комбинацию.
В качестве отрицательно заряженных полимеров используют водорастворимый анионный полиэлектролит, водорастворимое анионное поверхностно-активное вещество. При этом, водорастворимый анионный полиэлектролит включает, но не ограничивается ими, полиакриламиды, полиакрилаты, поли(метакриловую кислоту), полистиролсульфонат натрия, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или их комбинацию.
Для получения флокулированных частиц проппанта в одном варианте осуществления сначала приготавливают смесь проппанта и водорастворимого катионного полиэлектролита, а затем добавляют в смесь водорастворимый анионного полиэлектролит.
Также, для получения флокулированных частиц проппанта в другом варианте осуществления сначала приготавливают смесь проппанта и водорастворимый анионный полиэлектролит, а затем добавляют к смеси водорастворимый катионный полиэлектролит.
Также, для получения флокулированных частиц проппанта в другом варианте осуществления сначала приготавливают смесь проппанта и водорастворимого катионного полиэлектролита, а затем добавляют к смеси водорастворимый анионное поверхностно-активное вещество.
Также, для получения флокулированных частиц проппанта в другом варианте осуществления сначала приготавливают смесь проппанта и водорастворимого анионного поверхностно-активного вещества, а затем добавляют к смеси водорастворимый катионный полиэлектролит.
Также, для получения флокулированных частиц проппанта в другом варианте осуществления сначала приготавливают смесь проппанта и водорастворимого анионного полиэлектролита, а затем добавляют к смеси водорастворимое катионное поверхностно-активное вещество.
Также, для получения флокулированных частиц проппанта в другом варианте осуществления сначала приготавливают смесь проппанта и водорастворимого катионного поверхностно-активного вещества, а затем добавляют в смесь водорастворимый анионный полиэлектролит.
В одном из вариантов осуществления описываемого способа, жидкость с проппантными агрегатами может дополнительно содержать известные из уровня техники добавки (и/или их комбинации), используемые для жидкостей гидроразрыва пласта, например, окислитель в качестве деструктора, микробиоцид, стабилизатор глины, ингибитор солеотложений, волокна, ингибитор коррозии, регулятор рН, и т.д.
Для достижения технического результата настоящего изобретения, необходимо выбирать оптимальные концентрации обоих полиэлектролитов, т.к. избыточные количества реагентов приведут к сильной агломерации в виде крупных, высоковязких и труднопрокачиваемых образований проппанта с полиэлектролитным комплексом. В тоже время необходимо обеспечивать достаточную вязкость жидкости несущей флокулированный проппант в трещину гидроразрыва. В одном из вариантов осуществления данного изобретения, один из полиэлектролитов выполняет также функцию загустителя, обеспечивающего необходимую вязкость жидкости гидроразрыва, и берется в стехиометрическом избытке ко второму полиэлектролиту. Таким образом, после образования флокулированного проппанта за счет полиэлектролитного комплекса, первый полимер не расходуется полностью и жидкость гидроразрыва все еще обладает вязкостью необходимой для дальнейшего транспорта флокулятов проппанта.
За счет этого не образуются крупные, высоковязкие и труднопрокачиваемые образования проппанта с полиэлектролитным комплексом, а образуются только флокулированные частицы проппанта, имеющие максимальный размер до 5 миллиметров, в конкретном случае 2-3 мм. В итоге, после закачивания жидкости гидроразрыва, содержащей такие флокулированные частицы проппанта в трещине получается рыхлая пачка. На Фиг. 10(a) и Фиг. 10(b) представлено сравнение обычного проппанта (Фиг. 10b) и «рыхлых» флокулированных частиц в пачке проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов на Фиг. 10а. В неограничивающем примере используется 0.4 г/л базового полимера +0.1 г/л второго полимера (т.е. соотношение 4:1), в результате жидкость гидроразрыва остается вязкой и способна нести агломераты/флокулированные частицы проппанта.
Целью такого подхода является размещение сформированных проппантных агрегатов глубоко внутри сложной системы трещин, и удержание их либо за счет взаимодействия со стенками трещины (механическое воздействие, адгезия и т.д.), либо за счет создания напряжения в пласте, которое удерживает проппант между стенками трещины, схематическое представление проиллюстрировано на Фиг. 4 Предполагается, что размещение консолидированных пробок/островков внутри системы трещин позволяет значительно увеличить проводимость трещины и производительность скважины. Также, проппантные агрегаты ПЭК обладают более высокими свойствами переноса и минимальным оседанием, что обеспечивает улучшенное вертикальное размещение в сложной системе трещин (ССТ), увеличивает расклиненную область и увеличивает дебит.
Затем в скважину нагнетают порцию вытесняющей жидкости для вымывания остаточного проппанта из ствола скважины. Когда забойное давление становится ниже давления трещины гидроразрыва, трещина гидроразрыва смыкается (этап закрытия). Так как полученные проппантные агрегаты имеют минимальное оседание, это обеспечивает улучшенный вертикальный охват даже в случае большого времени закрытия.
Другой вариант осуществления способа заключается в выполнении гидроразрыва пласта с последующей изоляцией трещины гидроразрыва с помощью механического пакера или химического отклонителя. Следующую операцию гидроразрыва пласта выполняют в следующий интервал.
Благодаря увеличенной расклиненной области трещины обеспечивается высокая проводимость потока жидкости через проницаемые каналы между проппантными агрегатами и высокая прочность проппантных агрегатов (островков) для удержания стенок трещины после завершения операции гидроразрыва пласта. Для удаления (вымывания) проппанта из ствола скважины используют вытесняющую жидкость.
ПРИМЕРЫ
Пример 1
В этом примере описано использование проппантных агрегатов для размещения в трещине гидроразрыва и формирования проппантной упаковки с улучшенным вертикальным охватом в этой области. На Фиг. 5 показана схема оборудования для проведения эксперимента.
На Фиг. 6а и 6b показаны схемы результатов эксперимента (увеличенная высота насыпи проппанта для обычной «вязкой сликводы» (Фиг. 6а) и агломератов ПЭК (Фиг. 6b). Жидкость, содержащую комплекс полиэлектролитов (ПЭК) и проппант, закачивают через лабораторную установку (схематически представлена на Фиг. 5). Для этой цели используют щель с шириной 2 мм между панелями из акрилового стекла (эта щель имитирует раскрытую трещину).
Сначала водные растворы двух типов полиэлектролита подготавливают к нагнетанию. Эти водные растворы имеют нейтральное или слегка щелочное значение рН. Например, первый полиэлектролит (полиэлектролит 1) представляет собой катионный заряженный полимер, а второй полиэлектролит в водном растворе (полиэлектролит 2) представляет собой анионный заряженный полимер (подготовленный с тем же значением рН, что и водный раствор). В один из потоков полиэлектролита добавляют достаточное количество проппанта. Так как проппант (песок) является нейтральным материалом, его можно добавлять в любой поток электролита. Таким образом, один из потоков в смеситель представляет собой суспензию проппанта в водном растворе полиэлектролита, а другой поток - водный раствор противоположно заряженного электролита.
Два противоположно заряженных полиэлектролита (заряженные полимеры) и проппант (песок (сито №50/140)) смешивают перед подачей в щель, в результате чего очень быстро образуются кластеры на основе комплекса полиэлектролитов; этот кластер называют «проппантным агрегатом» или «проппантным агломератом». Жидкость с сформированными проппантными агрегатами на основе комплекса полиэлектролитов подавали в щель (имитирующую раскрытую трещину в процессе гидроразрыва пласта).
В примере 1 (Фиг. 6а и Фиг. 6b) испытывали полимерную жидкость, следующего состава: 1) 0,24 кг/л водной суспензии песка (сито №50/140), 0,4 г/л анионного полиакриламида (а-ПАМ); и 2) 0,24 кг/л водной суспензии песка (сито №50/140), 0,4 г/л анионного полиакриламида (а-ПАМ) и 0,1 г/л разветвленного полиэтиленимина (р-ПЭИ), либо 0,1 г/л анионного полиакриламида (а-ПАМ) и 0,4 г/л разветвленного полиэтиленимина (р-ПЭИ). Водные растворы полимера имели рН=8,5. Испытания в экспериментальной установке (показана на Фиг. 5) проводили при комнатной температуре (+20°С).
При проведении экспериментов также испытывали и различные концентрации первого полиэлектролита и второго полиэлектролита в различных их сочетаниях, не только с соотношением концентраций 4:1, но также выбирали соотношения концентраций от 2:1 до 8:1, которые также показали приемлемые результаты.
Этот пример показывает, что проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов (агрегация анионного полимера и катионного ПАВ, на Фиг. 6(b)) обеспечивают формирование проппантной упаковки с вертикальным охватом, улучшенным на по меньшей мере 75% по сравнению с обычной «вязкой сликводой» (на Фиг. 6(а)).
Пример 2
Этот пример демонстрирует характеристики использования проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов в соленой воде.
Два противоположно заряженных полиэлектролита (заряженные полимеры) и песок (сито №50/140) смешивают в соленой воде перед подачей в щель, в результате чего очень быстро образуются кластеры на основе комплекса полиэлектролитов. Жидкость с сформированными проппантными агрегатами на основе комплекса полиэлектролитов подавали в щель.
На Фиг. 7(а) и 7(b) представлены схемы результатов эксперимента, выполненных с обычной «вязкой сликводой» (Фиг. 7(a)) и с агломератами ПЭК в соленой воде (Фиг. 7(b)). Аналогично процессу, описанному в примере 1, в ходе эксперимента выполнялось формирование и перенос проппантных агрегатов в вертикально расположенную щель шириной 2 мм. Этот пример показывает, что проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов (Фиг. 7(b)) обеспечивают формирование проппантной упаковки с вертикальным охватом щели, улучшенным на по меньшей мере 150% по сравнению с обычной «вязкой сликводой» (Фиг. 7(а)).
В примере на (Фиг. 7(b)) испытывали полимерную жидкость, следующего состава: 1) 0,24 кг/л водной суспензии песка (сито №50/140), 0,4 г/л анионного полиакриламида (а-ПАМ), 0,5 г/л NaCl; 3 г/л CaCl2 * 2H2O; 3 г/л MgCl2 * 6H2O; и 2) 0,24 кг/л водной суспензии песка (сито №50/140), 0,4 г/л анионного полиакриламида (а-ПАМ), 0,1 г/л разветвленного полиэтиленимина (р-ПЭИ) и 0,5 г/л NaCl; 3 г/л CaCl2 * 2H2O; 3 г/л MgCl2 * 6H2O. Водные растворы полимера имели рН=8,5. Испытания в экспериментальной установке (показана на Фиг. 5) проводили при комнатной температуре (+20°С).
Пример 3. Оседание насыпи через 12 ч
В следующем примере на Фиг. 8а и Фиг. 8b показано, что улучшенный вертикальный охват щели с проппантными агрегатами на основе комплекса полиэлектролитов остается стабильным в течение нескольких часов. На Фиг. 8а представлен агрегат сразу после закачки в трещину. Затем агрегаты из примера 2 оставляли в щели на 12 ч для проверки их стабильности. Можно заметить, что вертикальный охват после оседания в течение 12 ч практически не изменяется со временем. Это подтверждает, что проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов остаются стабильными после оседания в случае большого времени закрытия трещины.
Пример 4
Размещение проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов в трещине смоделировали с использованием симулятора гидроразрыва пласта в сравнении с размещением проппанта на основе традиционной «вязкой сликводы». Результаты моделирования на Фиг. 9а и Фиг. 9b показывают, что использование проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов, описанных в настоящем изобретении, обеспечивает улучшенный вертикальный охват трещины, а также менее компактную проппантную упаковку. Моделирование распределения проппантной упаковки в трещине для жидкости на основе традиционной «вязкой сликводы» представлено на Фиг. 9а и для проппантных агрегатов на основе комплекса полиэлектролитов представлено на Фиг. 9b. Эти факты подтверждают, что трещина с улучшенным вертикальным охватом и менее компактная проппантная упаковка обеспечат улучшенную проницаемость для дебита пластовых флюидов.
Хотя приведенное выше описание относится к способам для добычи нефти, тем не менее, применение этой методики также возможно для добычи и нагнетания других текучих сред (жидкостей или газов).
Очевидно, что описанные выше варианты осуществления не должны рассматриваться в качестве ограничения объема патентных притязаний изобретения. Для любого специалиста в данной области техники понятно, что есть возможность внести множество изменений в описанные выше методику и, без отхода от принципов изобретения, заявленного в формуле изобретения.
Claims (15)
1. Способ гидравлического разрыва пласта, в котором:
(i) закачивают через скважину в пласт жидкость для создания и распространения трещины гидроразрыва,
(ii) подготавливают жидкость гидроразрыва посредством смешивания, по меньшей мере, воды, проппанта и, по меньшей мере, первой полимерной добавки и второй полимерной добавки с получением флокулированных частиц проппанта,
(iii) закачивают в пласт жидкость гидроразрыва с полученными флокулированными частицами проппанта,
(iv) закачивают в скважину продавочную жидкость,
при этом первая полимерная добавка и вторая полимерная добавка образованы из полиэлектролитов с противоположными зарядами.
2. Способ по п. 1, в котором первая полимерная добавка представляет собой водорастворимый катионный полиэлектролит и вторая полимерная добавка представляет собой водорастворимый анионный полиэлектролит.
3. Способ по п. 1, в котором получение флокулированных частиц проппанта на стадии (ii) включает сначала приготовление смеси проппанта и водорастворимого катионного полиэлектролита, а затем добавление в смесь водорастворимого анионного полиэлектролита.
4. Способ по п. 1, в котором получение флокулированных частиц проппанта на стадии (ii) включает сначала приготовление смеси проппанта и водорастворимого анионного полиэлектролита, а затем добавление к смеси водорастворимого катионного полиэлектролита.
5. Способ по п. 1, в котором получение флокулированных частиц проппанта на стадии (ii) включает сначала приготовление смеси проппанта и водорастворимого катионного полиэлектролита, а затем добавление к смеси водорастворимого анионного поверхностно-активного вещества.
6. Способ по п. 2, в котором водорастворимый анионный полиэлектролит содержит полиакриламиды, полиакрилаты, полиметакриловую кислоту, полистиролсульфонат натрия, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или их комбинацию.
7. Способ по п. 2, в котором водорастворимый катионный полиэлектролит содержит катионные сополимеры полиакриламида, поли(диаллилдиметиламмоний)хлорида (DADMAC), полиэтиленимина (PEI), разветвленного полиэтиленимина (PEI), поли(4-винилового-1-метилпиридиний)бромид P(BrVMP), поли(диаллилдиметиламмоний)хлорид, P(CIDDA) или их комбинацию.
8. Способ по п. 1, в котором вода дополнительно содержит раствор соли или комбинацию солей, выбранных из группы, содержащей хлорид, сульфат, карбонат или бикарбонат в качестве анионной части и калий, кальций, магний, натрий в качестве катионной части.
9. Способ по п. 1, в котором первая полимерная добавка выполняет функцию загустителя жидкости гидроразрыва.
10. Способ по п. 1, в котором вторая полимерная добавка выполняет функцию загустителя жидкости гидроразрыва.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2815657C1 true RU2815657C1 (ru) | 2024-03-19 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382066C2 (ru) * | 2004-06-09 | 2010-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Водные жидкости для придания липкости и способы их применения |
| US20150060072A1 (en) * | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with composite polymeric structures formed in situ |
| RU2544943C2 (ru) * | 2010-04-27 | 2015-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неоднородное размещение расклинивающего агента |
| RU2602250C2 (ru) * | 2011-08-31 | 2016-11-10 | Селф-Саспендинг Проппант Ллс | Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва пласта |
| WO2017078560A1 (ru) * | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта (варианты) |
| RU2675705C1 (ru) * | 2013-11-15 | 2018-12-24 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Пропант с повышенным пылеподавлением |
| RU2687722C2 (ru) * | 2015-03-03 | 2019-05-15 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Укрепленные проппантные кластеры для гидроразрыва пласта |
| US10961832B2 (en) * | 2013-07-23 | 2021-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ |
| RU2776019C1 (ru) * | 2021-05-24 | 2022-07-12 | ПВТ Эволюшн Лимитед | Проппант с самозагеливающимся покрытием, способ его получения и способ его применения |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382066C2 (ru) * | 2004-06-09 | 2010-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Водные жидкости для придания липкости и способы их применения |
| RU2544943C2 (ru) * | 2010-04-27 | 2015-03-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Неоднородное размещение расклинивающего агента |
| RU2602250C2 (ru) * | 2011-08-31 | 2016-11-10 | Селф-Саспендинг Проппант Ллс | Самосуспендирующиеся проппанты для гидравлического разрыва пласта |
| US10961832B2 (en) * | 2013-07-23 | 2021-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with polymeric structures formed in situ |
| US20150060072A1 (en) * | 2013-08-29 | 2015-03-05 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of treatment of a subterranean formation with composite polymeric structures formed in situ |
| RU2675705C1 (ru) * | 2013-11-15 | 2018-12-24 | ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи | Пропант с повышенным пылеподавлением |
| RU2687722C2 (ru) * | 2015-03-03 | 2019-05-15 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Укрепленные проппантные кластеры для гидроразрыва пласта |
| WO2017078560A1 (ru) * | 2015-11-02 | 2017-05-11 | Шлюмберже Канада Лимитед | Способ гидроразрыва пласта (варианты) |
| RU2776019C1 (ru) * | 2021-05-24 | 2022-07-12 | ПВТ Эволюшн Лимитед | Проппант с самозагеливающимся покрытием, способ его получения и способ его применения |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9845670B2 (en) | Immiscible fluid systems and methods of use for placing proppant in subterranean formations | |
| US9771785B2 (en) | Methods for enhancing and maintaining fracture conductivity after fracturing shale formations without proppant placement | |
| US20130161003A1 (en) | Proppant placement | |
| EP2524017B1 (en) | Treatment fluids for wetting control of multiple rock types and associated methods | |
| CN101553552A (zh) | 可降解材料辅助转向 | |
| WO2015016934A1 (en) | Resin composition for treatment of a subterranean formation | |
| US10214682B2 (en) | Micro-proppant fracturing fluid compositions for enhancing complex fracture network performance | |
| US20240151130A1 (en) | Methods of strengthening and consolidating subterranean formations with silicate-aluminum geopolymers | |
| CA3009163C (en) | Multifunctional solid particulate diverting agent | |
| CN108505982A (zh) | 一种采用液体胶塞实现暂堵转向的老井重复压裂增产方法 | |
| CN105705608A (zh) | 在石油或者天然气的生产领域中用于增产的流体组合物 | |
| US11008844B2 (en) | Method for hydraulic fracturing (variants) | |
| US20200056083A1 (en) | Geopolymer compositions as inorganic binding material for forming proppant aggregates | |
| AU2017408643B2 (en) | Methods and treatment fluids for microfracture creation and microproppant delivery in subterranean formations | |
| US20210087460A1 (en) | Treating subterranean formations using salt tolerant superabsorbent polymer particles | |
| US11459500B2 (en) | Foamed treatment fluids comprising nanoparticles | |
| WO2018194663A1 (en) | Associative polymer fluid with clay nanoparticles for proppant suspension | |
| RU2815657C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта с использованием низковязкой жидкости, содержащей проппантные агрегаты на основе комплекса полиэлектролитов | |
| RU2645320C2 (ru) | Битумные эмульсии для применения в нефтедобывающей промышленности | |
| US20190368327A1 (en) | Fracturing treatments in subterranean formation using inorganic cements and electrically controlled propellants | |
| CN114753821A (zh) | 用于操纵水力裂缝几何形态的方法和材料 | |
| US10640701B2 (en) | Enhancing proppant performance | |
| US11981865B2 (en) | In-situ composite polymeric structures for far-field diversion during hydraulic fracturing |