SU1710710A1 - Hydraulic fracture of fluid - Google Patents
Hydraulic fracture of fluid Download PDFInfo
- Publication number
- SU1710710A1 SU1710710A1 SU904807780A SU4807780A SU1710710A1 SU 1710710 A1 SU1710710 A1 SU 1710710A1 SU 904807780 A SU904807780 A SU 904807780A SU 4807780 A SU4807780 A SU 4807780A SU 1710710 A1 SU1710710 A1 SU 1710710A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- fluid
- rest
- liquid
- oil
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Lubricants (AREA)
Description
к последующему снижению дебита скважины . Жидкость имеет высокое гидравлическое сопротивление, что не обеспечивает передачу напр жений на продуктивный пласт, а следовательно, не обеспечивает необходимую величину раскрыти трещин в пласте; вл етс труднопрокачиваемой как в трубах, так и в пласте; имеет высокую фильтратоотдачу; вл етс дорогосто щей вследствие использовани дорогого импортного реагента тилозы VHR.to a subsequent decrease in well production. The fluid has a high hydraulic resistance, which does not ensure the transfer of stresses to the reservoir, and, therefore, does not provide the necessary amount of fracturing in the reservoir; is difficult to pump both in pipes and in formation; has a high filtrational return; is expensive due to the use of expensive imported VHR tylose reagent.
Наиболее близкой к изобретению вл етс жидкость дл гидравлического разрыва пласта, включающа следующие ингредиенты . мас.%: КМЦ 1,0-2,5; хроматы 1,0-3,0; лигносульфонаты 0,2-0,7; соль хлорноватой кислоты 0,75-2,1; пластова вода остальное . Указанна жидкость рекомендуетс дл применени при гидроразрыве с температурой на забое 60-150°С.Closest to the invention is a fracturing fluid comprising the following ingredients. wt.%: CMC 1.0-2.5; chromates 1.0-3.0; lignosulfonates 0,2-0,7; salt of chloric acid 0.75-2.1; reservoir water the rest. This fluid is recommended for use in fracturing with a bottomhole temperature of 60-150 ° C.
Однако указанна известна жидкость при взаимодействии с нефт ными флюидами образует в пласте трудноизвлекаемые стойкие эмульсии, которые преп тствуют притоку нефти из пласта в скважину, что снижает эффективность проведени работ по гидроразрыву пласта.However, this known fluid, when interacting with petroleum fluids, forms tightly removable stable emulsions in the formation, which impede the flow of oil from the reservoir into the well, which reduces the efficiency of hydraulic fracturing operations.
Кроме того, известна жидкость обеспечивает степень восстановлени первоначальной проницаемости пласта лишь на 38,7-46,9%, что в промысловых услови х приводит к снижению дебита скв ажины.In addition, the known fluid provides a degree of recovery of the initial permeability of the reservoir by only 38.7-46.9%, which, under field conditions, leads to a decrease in the flow rate of the reservoir.
Кроме TorjD, известна жидкость вл етс труднопрокачмваемой и даже при минимальном нижнем пределе содержани ингредиентов, ее прокачивающа способность составл ет всего лишь 66 см /с, что в промысловых услови х приводит к технологическим трудност м при использовании указанной жидкости.In addition to TorjD, a known fluid is hardly pumpable, and even with a minimum lower limit of ingredient content, its pumping capacity is only 66 cm / s, which, under field conditions, leads to technological difficulties when using this fluid.
Вместе с этим известна жидкость имеет высокую фильтратоотдачу (1114 см за 30 мин), что в промысловых услови х приводит к проникновению фильтрата в пласт и закупорке его.At the same time, the known fluid has a high filtrate yield (1114 cm in 30 minutes), which in field conditions leads to the penetration of the filtrate into the reservoir and its blockage.
Кроме того, в состав известной жидкости вход т дорогосто щие и к тому же вредные и довитые вещества - хроматы и хлораты, которые привод т к загр знению грунтовых вод, а также опасны дл людей в процессе приготовлени этой жидкости.In addition, the composition of the known liquid includes expensive and, moreover, harmful and poisonous substances — chromates and chlorates, which lead to the pollution of groundwater, as well as dangerous for people in the process of preparing this liquid.
Цель изобретени - повышение эффективности жидкости за счет исключени образовани а пласте трудоизвлекаемых стойких эмульсий и за счет повышени степени восстановлени первоначальной проницаемости пласта при одновременном улучшении ее прокачиваемости, снижении фильтратоотдачи, сохранении низкого гидравлического сопротивлени и сокращении при этом стоимости жидкости,The purpose of the invention is to increase the efficiency of the fluid by eliminating the formation in the reservoir of labor-resistant, stable emulsions and by increasing the degree of restoration of the initial permeability of the reservoir while improving its pumpability, reducing filtrate return, maintaining low hydraulic resistance and reducing the cost of fluid,
Цель изобретени достигаетс тем, что жидкость дл гидравлического разрыва пласта , включающа лигносульфонаты, неорганическую соль кали , водорастворимый полимер и пластовую-воду, дополнительно содержит поверхностно-активное йещество (ПАВ) марки МЛ-80 на основе сульфоната и 0 сульфонола, а в качестве лигносульфонатов, неорганической соли кали и водорастворимого прлимера содержит соответственно сульфит-спиртовую дрожжевую барду (ССДБ), хлорид кали и полиакриламид 5 (ПАА) при следующем соотношении ингредиентов , мас.%;The purpose of the invention is achieved by the fact that hydraulic fracturing fluid, including lignosulfonates, inorganic potassium salt, water-soluble polymer and formation water, additionally contains ML-80 based surfactant based on sulfonate and sulfonol 0, and as lignosulfonates , inorganic potassium salt and water-soluble preamer contains, respectively, sulfite-alcohol yeast bard (SSDB), potassium chloride and polyacrylamide 5 (PAA) in the following ratio of ingredients, wt.%;
ССДБ31,72-39,76SSDB31,72-39,76
Хлорид кали 3,37-6,912Potassium Chloride 3.37-6.912
ПАА0,05-0,12PAA0.05-0.12
0ПАВ0,03-0,150PAV0.03-0.15
Пластова водаОстальноеPlastova vodaEstalnoe
Дл приготовлени 100 г жидкости к 31,72 г (26 мл) ССДБ плотностью 1220 кг/м приливают 59,88 г (50,75 мл) пластовой воды 5 плотностью 1180 кг/м,содержащей 0,03 г ПАВ, далее в полученную смесь ввод т 3,37 г KCI и 5 г 1 %-ного ПАА. Смесь перемешивают лабораторной мешалкой 30 мин и получают жидкость дл ГРП (опыт 2, табл.1) 0 следующего состава, мас.%;To prepare 100 g of liquid, 59.88 g (50.75 ml) of formation water 5 with a density of 1180 kg / m containing 0.03 g of surfactant are poured to 31.72 g (26 ml) of SDBR with a density of 1220 kg / m, then the resulting the mixture was administered 3.37 g of KCI and 5 g of 1% PAA. The mixture is stirred with a laboratory stirrer for 30 minutes and a hydraulic fracturing fluid is prepared (run 2, Table 1) of the following composition, wt%;
Лигносульфонаты (ССДБ)31,72Lignosulfonates (SSDB) 31.72
ПАВ МЛ-800,03SAW ML-800,03
Хлорид кали 2,27Potassium Chloride 2.27
ПАА0,05PAA0.05
5 Пластова водаОстальное5 Plastova waterEverything
Жидкости с другим содержанием ингредиентов готов т аналогичным образом.Liquids with different ingredient contents are prepared in the same way.
В ходе лабораторных испытаний у жидкости измер ют плотность, условную в з- кость прибором ВБР-1, динамическое 0 напр жение сдвига и пластическую в зкость на приборе ВСН-3, показатель фильтрации на вакуумной установке при ДР 0,1 МПа за 30 мин, коэффициент восстановлени проницаемости керна на аппаратуре дл исследовани кернов АКМ коллектор. Прокачивающую способность жидкости измер ют на вакуумной установке. Ус .тановка состоит из вакуумного насоса, буферной емкости, вакуумметра и к-олбы Бюхнера, в которую вставлена делительна воррнка емкостью 250 см. Диаметр отверсти в кране воронки составл ет 3 мм. Воронка в колбе крепитс при помощи резиновой пробки. Все детали соединены между собой вакуумной трубкой.During laboratory tests, the density, conventional viscosity with a VBR-1 instrument, the dynamic shear stress and plastic viscosity on a VSN-3 instrument, the filtration rate on a vacuum unit with a differential pressure of 0.1 MPa in 30 minutes, are measured coefficient of core permeability recovery on the ACM core sampling equipment; The pumping ability of the fluid is measured in a vacuum unit. The assembly consists of a vacuum pump, a buffer tank, a vacuum gauge and a Buchner kit, into which a 250 cm divider is inserted. The diameter of the hole in the funnel tap is 3 mm. The funnel in the flask is secured with a rubber stopper. All parts are interconnected by a vacuum tube.
Измерение прокачивающей способности предлагаемой и известных жидкостей дл ГРП провод т следующим образом.Measurement of the pumping capacity of the proposed and known fluids for hydraulic fracturing is carried out as follows.
При закрытом кране в воронку наливают 250 см исследуемой жидкости, затем включают насос и создают разрежение в колбе до необходимой посто нной велйчины , котора фиксируетс показанием ваку умметра. Затем открывают кран воронки и одновременно включают секундомер. Поеле истечени всего объема жидкости из воронки (в это врем стрелка вакуумметра возвращаетс в исходное положение), секундомер останавливают. Делением обьема жидкости определ ют скорость истечени жидкости в . Пс этому по-казателю суд т о прокачивающей способности жидкости.,With the faucet closed, 250 cm of the test liquid is poured into the funnel, then the pump is turned on and a vacuum is created in the flask to the required constant value, which is fixed by the vacuum gauge indication. Then open the valve funnel and simultaneously include a stopwatch. When the total fluid volume from the funnel has elapsed (at this time, the gauge needle returns to its original position), the stopwatch is stopped. The rate of fluid outflow is determined by dividing the volume of liquid. Ps this indicator is judged on the pumping ability of the liquid.,
Данные о составе и свойства предлагав емой и известных жидкостей дл гидравлического разрыва пласта приведены в табд.1. Данные, приведенные в табл.1, показывают , что предлагаема жи; 1кость дл ГРП при следующем соотношении ингредиентов , мас,%:Data on the composition and properties of the proposed and known fluids for hydraulic fracturing are given in Table 1. The data in Table 1 show that the proposed; 1 tank for hydraulic fracturing in the following ratio of ingredients, wt.%:
ССДБ31,72-39,76SSDB31,72-39,76
Хлорид кали 3,37-6.92Potassium Chloride 3.37-6.92
ПАА0.05-0,12PAA0.05-0.12
ПА8МЛ 80 0,03-0,15PA8ML 80 0.03-0.15
Пластова водаОстальноеPlastova vodaEstalnoe
удовлетвор ет всем требовани м, предъ вл емым дл жидкостей ГрП.satisfies all requirements for fracturing fluids.
Данные о коэффициенте восстановлен НИИ первоначальной лроницаемостм керна после воздействи на него предлагае ой и известных жидкостей дл ГРП и их прокачивающих способност х приведены в та6л.2.The data on the coefficient is restored by the scientific research institute of the initial permeability of the core after exposure to the proposed and known fluids for hydraulic fracturing and their pumping capacities are given in T.2.
Данные тзбл.2 показывают, что коэффициент восстановлени первоначальной проницаемости керна, обработанного предлагаемой жидкостью, очень высокий и составл ет 93,8-98,4%, в то врем как у известных жидкостей он в два раза ниже, Следовательно, после воздействи предлагаемой жидкостью на пласт поровое пространство пласта не будет закольматированным , и продуктивность скважины не ухудшитс . ..The data in DS.2 shows that the coefficient of recovery of the initial permeability of the core treated with the proposed fluid is very high and amounts to 93.8-98.4%, while for known liquids it is two times lower. Consequently, after exposure to the proposed fluid the pore space of the reservoir will not be kolmat, and the well productivity will not deteriorate. ..
Прокачивающа способность предлагаемой жидкости дл ГРП высока «I ео ставл ет 72,5-73,3 см /с, т.е. близка к прокачивающей способности воды, дл которой она равна 73,5 .The pumping ability of the proposed fluid for hydraulic fracturing is high, I eo is 72.5-73.3 cm / s, i.e. close to the pumping capacity of water, for which it is equal to 73.5.
Данные о технологических показател х саойств предлагаемой иизвестных жидкостей дл ГРП после взаимодействи их с нефт ными флюидами приведены в табл.3.Data on technological parameters of the proposed sauces of well-known fluids for hydraulic fracturing after their interaction with petroleum fluids are given in Table 3.
Данные, приведенные в тйбл.З, показывают , что при взаимодействии известных жидкостей с нефтью образуютс стойкие эмульсии. Это доказываетс резко снижающейс фильтратоотдачей образующегос материала (у прототипа с 14,0 до 5,5 см и повышением пластической в зкости (с 4 до 8 мПа -с), что характерно дл образующихс эмульсий. В то врем как у предлагаемой жидкости все технологические свойства после взаимодействи ее с Нефтью остаютс практически на первоначальном уровне, т.е. стойких эмульсий не образуетс .The data given in t. C, show that the interaction of known liquids with oil produces stable emulsions. This is proved by the sharply decreasing filtrational output of the resulting material (in the prototype from 14.0 to 5.5 cm and an increase in plastic viscosity (from 4 to 8 mPa-s), which is characteristic of the emulsions formed. While the liquid offered has all the technological properties after its interaction with Oil, it remains practically at the initial level, i.e., no stable emulsions are formed.
Ф о р м у л а и 3 об рете н и Жидкость дл гидравлического разрыва пласта, включающа лигносульфонаты, неорганическую соль кали ,водорастворимый полимер и пластовую вог;у, о т л и ч а ю щ а с тем. что, с целью повышени ее эффективности за счэт исключени образовани в пласте трудиоизвлекаемых стойких эмульсий и за счет повышени степени восстановлеки первоначальной проницаемости пласта при одновременном улучшении ее проквчиваемости, снижении фильтратоотдачи. сохранении низкого гидравлического сопротивлени и сокращении при этом стоимости жидкости, она дополнительно содержит поверхностноактивное вещество марки МЛ-80 на основе сульфоната и сульфонола, а в качестве лигносульфонатов, неорганической соли кали и водорастворимого полимера содержитсоответственносульфитспиртовую дрожжевую барду, хлорид кали и полиакриламид при следующем -соотношении ин гредиентов, мас.%: Сульфит-спиртова дрожжева барда31,72-39,76 Fo rumula and 3 revolving Fluid for hydraulic fracturing, including lignosulfonates, inorganic potassium salt, water soluble polymer, and reservoir gas; that, in order to increase its efficiency at the expense of eliminating the formation of labor-producing stable emulsions in the reservoir and by increasing the degree of restoration of the initial permeability of the reservoir while simultaneously improving its recoilability, reducing filtrate return. maintaining low hydraulic resistance and reducing the cost of the fluid, it additionally contains ML-80 surfactant based on sulfonate and sulfonol, and as lignosulfonates, inorganic potassium salt and water-soluble polymer contains the corresponding sulfite alcohol yeast bard, potassium chloride and polyacrylamide in the following case Gredientov, wt.%: Sulfite-alcohol yeast bard31,72-39,76
Хлорид кали 3,37-6,92Potassium Chloride 3.37-6.92
Полиакриламид0,05-0,12Polyacrylamide 0.05-0.12
Указанное поверхностно-активное : вещество марки МЛ-80 0,03-0,15 , Пластова вода ОстальноеThe specified surface-active: substance brand ML-80 0.03-0.15, Plastova water Else
(D(D
rr srr s
e;e;
to nto n
Таблица 2table 2
ТаО ц 3TaO c 3
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904807780A SU1710710A1 (en) | 1990-04-02 | 1990-04-02 | Hydraulic fracture of fluid |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904807780A SU1710710A1 (en) | 1990-04-02 | 1990-04-02 | Hydraulic fracture of fluid |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1710710A1 true SU1710710A1 (en) | 1992-02-07 |
Family
ID=21504784
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904807780A SU1710710A1 (en) | 1990-04-02 | 1990-04-02 | Hydraulic fracture of fluid |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1710710A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9034802B2 (en) | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
-
1990
- 1990-04-02 SU SU904807780A patent/SU1710710A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Инструкци по технологии глубокопроникающего гидравлического разрыва пласта. РД 39-0147035-236-89, М.. 1988, с. 18. .там же, с. 16,17,. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9034802B2 (en) | 2006-08-17 | 2015-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Friction reduction fluids |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3977472A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
NO914172L (en) | MIXING APPARATUS | |
US5025040A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
SU1710710A1 (en) | Hydraulic fracture of fluid | |
US3126958A (en) | Cementing casing | |
US4223732A (en) | Microemulsions for use as spaces in well cementation | |
US5046562A (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
Marty et al. | The effect of flow rate on the in-situ gelation of a chrome/redox/polyacrylamide system | |
US6448311B1 (en) | Cement fluid loss additive | |
RU2409737C1 (en) | Procedure for well killing | |
CN115434676A (en) | Foam discharging agent for gas recovery of foam drainage of gas well and use method thereof | |
US4675348A (en) | Process for optimizing the properties of aqueous polymer solutions used in polymer flooding | |
RU2149981C1 (en) | Grouting mortar | |
RU2169256C1 (en) | Method of development of water-encroached oil deposit | |
SU1266965A1 (en) | Buffer fluid composition | |
RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
RU2750804C1 (en) | Composition for isolating water production in borehole | |
US4724907A (en) | Method and device for blending surfactant mixtures for treatment of oil wells | |
RU2256775C1 (en) | Oil-well mix for gently sloping and horizontal well stabilizing | |
RU2797160C1 (en) | Method of treatment of the near-wellbore zone | |
RU1790590C (en) | Liquid for plugging boreholes | |
RU2143059C1 (en) | Method of development of water-flooded pool | |
RU2418153C1 (en) | Method for limiting water inlux in well | |
Espinal-Todd et al. | Observation and Testing of Diutan Gum in Grout Mixes | |
SU1182331A1 (en) | Method of determining filtration rate at dynamic filtration of drilling fluid |