Способ приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта


 


Владельцы патента RU 2500714:

Общество с ограниченной ответственностью "ФОРЭС-Химия" (RU)

Изобретение относится к способам приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта и может быть использовано при получении жидкости-носителя для проппанта, в частности, в системах с низкой загрузкой гелянта и для увеличения общей термической стабильности системы, снижения седиментационых свойств проппанта. В способе приготовления жидкости для обработки подземных формаций и скважин при гидроразрыве пласта, включающем получение загущенной жидкости-носителя, содержащей проппант и антиседиментационную добавку, в качестве антиседиментационной добавки используют смесь из, по меньшей мере, одного амина и полисилоксана, органосилана, органополисилана, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисилоксан, органосилан, органополисилан 30-50, по меньшей мере, один амин остальное, а добавку вводят в количестве 0,1-4,0 л/м3 жидкости-носителя. Технический результат - повышение несущей способности проппантной пачки в широком диапазоне температур при снижении загрузки загустителя. 10 пр.

 

Изобретение относится к способам приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта(ГРП) и может быть использовано при получении жидкости-носителя для проппанта, в частности, в системах с низкой загрузкой гелянта и для увеличения общей термической стабильности системы, для снижения седиментационых свойств проппанта.

Во время гидравлического разрыва пласта жидкость, несущая проппант, вводится в скважину под высоким давлением, превышающим пластовое, и инициирует образование трещины, увеличивающейся по мере закачки. Следовательно, для обеспечения ее максимальной ширины и доставки к требуемому месту проппанта необходимо, достижение жидкостью максимальной вязкости при заполнении трещины.

Основной характеристикой, обеспечивающей требуемую вязкость жидкости-носителя при ГРП, содержащей сшитый гель, является вязкость последнего, обеспечивающая способность жидкости нести проппант и влияющая на геометрию трещины, а также на потерю жидкости путем фильтрации в пласт. Вязкость геля обычно достигается путем подбора полимеров, например - полисахариды, а для дальнейшей модификации вязкости в гель добавляется сшивающий агент. При ГРП используются жидкости на водорастворимых полимерах различной природы, например, производные целлюлозы (карбоксиметилцеллюлоза - КМЦ, метилцеллюлоза - МЦ, этилцеллюлоза - ЭЦ, пропилцеллюлоза - ПЦ, гидроксиэтилцеллюлоза - ГЭЦ, гидроксиметилцеллюлоза - ГМЦ), синтетические смолы (поливинил-пирролидон, поливиниловый спирт - ПВС, полистирольные сульфаты, полиакриламид - ПАА, полиакриловая кислота, поливинилкарбоксиловая кислота, нейтрализованная амином, окись полиэтилена, окись пропилена, окись фенольно-альдегидных смол, другие синтетические полимеры), натуральные полимеры (галактомановые и глюкомановые смолы: гуар, смола акации карайя, трагакант, ксантан, камедь рожкового дерева, камедь тара, камедь аравийской акации, хитозан и другие натуральные полимеры), модифицированные натуральные полимеры (например, производные хитозана на основе диметилглиоксима: хитозан-Н-(1-бутил-2,3-дион диоксим), модифицированные гуаровые смолы: гидроксипропилгуар - ГПГ, метилэтилгидроксипропилгуар - МЭГПГ, натриевая соль гидроксиметилгуара, гуар, модифицированный диамилкиламидовым эфиром, и др.). Применение сшивающих составов позволяет получить жидкости с требуемыми свойствами. Растворы полимеров могут быть сшиты в гели с помощью солей переходных металлов (B3+, Cr3+, Fe3+, Zr2+, Zr4+, Al3+, Ni2+ (например, такие как бура, борная кислота, улексит, колеманит, ашарит, гидроборацит, иниоит, калиборит, сульфат хрома, ацетат хрома, хлорид хрома, хлорид титана, тетрабутоксититан, алкоксититанаты, оксихлорид алюминия, гидрат алюминия, алюминат алюминия, сульфат алюминия, карбоновые соли алюминия, оксихлорид циркония, сульфат никеля и другие); также может использоваться окислительно-восстановительная пара, где окислитель представлен соединениями указанных элементов в более высокой степени окисления, чем указанные выше (например, для соединений хрома Cr6+), а восстановитель из органического или неорганического ряда (чаще всего глюкоза, сахароза, формальдегид, спирты - этиловый, метиловый, изопропиловый, соединения серы, фосфора и т.п.); некоторые органические сшиватели, такие как изоцианаты, эпоксидные смолы, ангидриды карбоновых кислот и подобные им соединения). Скорость сшивки регулируют изменением содержания соли pH среды, а при высоких темературах - добавками лигандов, замедляющих процесс сшивки. Однако, наиболее широко применяется как загущающий агент в жидкостях ГРП гуаровая смола, обладающая уникальной структурой, в сочетании с борсодержащими сшивающими агентами. Выбор данного сочетания обусловлен простотой использования данных соединений и характеристиками сшитого геля для ГРП.

Проппант, закачиваемый с жидкостью ГРП, предотвращает полное смыкание трещины и образует проводящие каналы от скважины до несущей формации. При проведении ГРП проппант при движении по трещине под действием гравитационных сил непрерывно оседает, что приводит к увеличению концентрации проппанта в нижней части трещины и, как следствие, может привести к бриджеванию (образованию «мостов»), снижению эффективной полудлины трещины. Оседание проппанта после остановки закачки продолжается до полного смыкания трещины в результате фильтрации рабочей жидкости через стенки.

Проблемой является также вероятность выноса проппанта в скважину после проведения ГРП, во время первичной очистки или после полного освобождения скважины. В низкодебитных скважинах возможно оседание проппанта прямо в обсадной колонне, что приводит к потере приствольной проводимости вплоть до полного прекращения добычи из-за перекрывания продуктивной зоны.

Данная проблема решается закачиванием в скважину в конечной стадии ее обработки RCP-проппанта со смоляным покрытием. С ростом температуры происходит вулканизация смолы и образуется устойчивая матрица с высокой проводимостью.

Недостатком такого способа являются жесткие ограничения их применения. Высокая чувствительность такого проппанта к сдвиговым нагрузкам, давлению закрытия трещины, температуре и времени закрытия скважины. Достаточно часто проводимость оказывается ниже расчетной. При работе с RCP-проппантом в условиях низкотемпературных скважин необходима активация процесса вулканизации смолы, так как смоляное покрытие не является полностью инертным в отношении различных добавок в рабочей жидкости (Журнал Территория Нефтегаз, №4, 2010. Анализ технологий по закреплению проппанта в трещинах гидравлического разрыва пласта).

Известен также способ добавления стекловолокон PropNET в проппантную пачку (US 62532080). Метод основан на одновременном закачивании в составе жидкости ГРП проппанта и стекловолокон, образующих сетку (проппантно-волоконную набивку). Этот метод получил более широкое промышленное применение, чем использование проппанта со смоляным покрытием, как обеспечивающий более высокую проводимость и высокие дебиты по нефти. Структура сети волокон более эластична, менее чувствительна к сдвиговым нагрузкам и допускает перемещения проппанта без разрушения при сдвиге. Волокна добавляются в количестве 1,5% от веса в последние порции суспензии проппанта. Максимальную устойчивость набивки обеспечивает стекловолокно диаметром 10-20 микрон и длиной 10 мм и более.

Однако метод имеет ряд ограничений, которые необходимо учитывать при проектировании ГРП. Стекловолокно целесообразно использовать при температурах, не превышающих 149°C, в условиях насыщенности пластовых вод кремниевым ангидритом, причем ограничивающие нагрузки не должны превышать прочность проппанта на раздавливание, противопоказаны также последующие обработки трещины некоторыми типами кислот. Существенным недостатком является также вероятность сильного загрязнения пласта вследствие неполного разложения стекловолокна.

Известен также способ повышения вязкости жидкости ГРП путем добавления необходимого количества соли четвертичного амина (US 2007/0089881, 26.04.2007), в том числе соли, такой как алкил-этоксилированные четвертичные хлориды аммония к жидкости ГРП на водной основе, содержащей полимер и сшивающий агент, причем соль четвертичного амина может быть введена в пласт в присутствии различных веществ (например, амины, органические или неорганические соли, волокна, проппант, различные органические и неорганические вещества) и, исходя из представленной структуры соединения, представляет собой катионное поверхностно-активное вещество. Механизм действия в таком случае представляет собой образование мицелл.

Значимым недостатком использования аммонийных соединений в данном случае является образование стабильных, трудноразделимых эмульсий нефть-вода, и, как следствие, значительные потери нефти в процессе добычи, а также высокие затраты на разделение эмульсии нефть-вода.

Известно также изобретение, относящееся к жидким композициям, применяемым для обработки подземных формаций (RU 2404223, 20.11.2010). В частности, изобретение представляет собой водные композиции для обработки буровых скважин, которые являются пенами, содержащими средство для обеспечения вязкости, наполнитель пены, газовый компонент и ПАВ, а также способы получения таких жидкостей и их применение. В качестве соединений, стабилизирующих пену в течение достаточно длительного времени, повышать ее вязкость и, как следствие, способствующих удержанию проппанта, предлагаются различные сетчатые гидратирующиеся полимеры, гетерополисахариды, сетчатые гетерополисахариды и вязкоупругие ПАВ, в случае включения сшивателя, предлагается выбирать его из соединений, содержащих поливалентный ион металла или специфические органические группы. Удерживание проппанта происходит за счет поверхностного натяжения на границе раздела фаз компонентов пены.

Однако данный метод применим только к пенным ГРП. Низкий гидростатический напор пены затрудняет ее использование в скважинах глубиной более 3000 м. Создание необходимых давлений обработки требует повышения прочности обсадной колонны и НКТ. Пены не используются в пластах с высоким давлением и большой проницаемостью (в последних значительна инфильтрация пены), а также в трещиноватых коллекторах. Сложно регулировать и свойства пены, так как скорость потока, вязкость, несущая способность и фильтрация зависят от давления и скорости нагнетания жидкости и газа. Кроме того, чем больше глубина скважины, тем выше стоимость обработки - пена сжимается и расход ее с повышением давления возрастает (С.А. Рябоконь. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин.)

Наиболее близким по технической сущности является способ (US №7380601), уменьшения количества сшитого загустителя, необходимого для обработки пласта проппантом или песком при проведении операции ГРП для целей увеличения притока нефти или газа, описанный в журнале Innovator (December, №45). В известном способе также используются волокна, способствующие транспортировке проппанта во взвешенном состоянии при недостаточной вязкости носителя. Приводится и минимально возможная концентрация загустителя, недостаточная для удерживания проппанта во время закачки без добавления волокон. Материалом для волокон являются биоразлагаемые полимеры - полимолочная кислота, полигликолевая кислота, их сополимеры, и другие подобные вещества. Обычно волокна имеют длину от 2 до 25 мм, от 0,1 до 20 денье. Волокна разлагаются при пластовой температуре за время от 4 часов до 100 дней, и при их разложении после проведения ГРП снижается уровень водородного показателя pH.

Недостатком известного изобретения является добавление к жидкости ГРП волокон, имеющих долгий срок разложения, возможность неполного разложения волокон, приводящая к загрязнению пласта (растворение волокон происходит при температуре не менее 79°C), и как следствие - к пониженной проводимости проппантной пачки. Необходимость доставки на месторождение большого объема сухих волокон, засорение труб и перекачивающего оборудования. Также для обеспечения подачи волокон в ходе проведения ГРП необходимы дополнительные устройства подачи, например, fiber-feeder, требующий постоянный визуальный контроль подачи волокна, т.к. при забивании устройства волокнами проталкивание осуществляется вручную.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение несущей способности проппантной пачки в широком диапазоне температур (от 15-110°C) при условии снижения загрузки загустителя не влияющем на проводимость пласта и устранение указанных недостатков.

Указанная задача решается тем, что в способе приготовления жидкости для обработки подземных формаций и скважин при гидроразрыве пласта, включающем получение загущенной жидкости-носителя, содержащей проппант и антиседиментационную добавку, в качестве антиседиментационной добавки используют смесь из, по меньшей мере, одного амина и полисилоксана, органосилана, органополисилана, при следующем соотношении компонентов, масс.%

Полисилоксан, органосилан, органополисилан 30-50
По меньшей мере, один амин остальное,

а добавку вводят в количестве 0,1-4,0 л/м3 жидкости-носителя.

Для облегчения подачи антиседиментационной добавки в ее состав дополнительно вводят протонный или апротонный растворитель в количестве, обусловленном требованиями закачивающего оборудования в процессе ГРП (такого как химические насосы блендеров ГРП).

Амин используют в виде соединений первичных, вторичных или третичных аминов - алифатические амины, ароматические аминами, гетероциклические аминами и другие соединения, содержащие группы -N, -NH или -NH2 с любыми радикалами - как органическими, так и элементорганическими при аминогруппе. Например, диэтилентриамин - ДЭТА, триэтилентетрамин - ТЭТА, полиэтиленполиамин - ПЭПА, этиламин, метиламин, изопропиламин, триэтоксипропиламин, аминопропилтриметоксисилан и другие. Соединения аминов могут быть взяты в виде различных оснований или солей (кроме солей четвертичных аминов - аммониевых солей). Например, хлорид, сульфат, бромид, иодид, перхлорат, нитрат, сульфит, сульфид, фосфит, фосфат, гипофосфат, тиосульфат, ацетат, формиат, пропионат, дваэтилгексаноат, цитрат, оксалат, малонат, бензоат, салицилат, фенолят, основания Шиффа и другие органические соли аминов.

Компоненты антиседиментационной добавки неограниченно смешиваются друг с другом, образуя низкозамерзающую смесь, действующую в системе сшитого геля. Рассмотрим механизм действия антиседиментационной добавки, действующей в системе гуарового геля, сшитого боратным сшивателем, как самых широко применяемых в настоящее время (в системе сшитого геля, приготовленного с помощью других сшивателей и гелеобразователей, антиседи-ментационная добавка будет действовать аналогичным образом). В композиции, содержащей, по меньшей мере, один амин (в качестве амина могут быть взяты диэтилентриамин - ДЭТА, триэтилентетрамин - ТЭТА, полиэтиленполиамин - ПЭПА, триэтоксипропиламин, аминопропилтриметоксисилан, любые смеси алифатических аминов: например, этиламина, метиламина, изопропиламина, взятые в соотношениях, обусловленных стоимостью исходных компонентов), амин образует химические связи между активными центрами на поверхности проппанта и функциональными группами загустителя, дополнительно структурируя сшитый гель и формируя пространственную сеть из структурных единиц гелянта и добавки, тем самым препятствуя оседанию проппанта. При этом кажущаяся вязкость загущенной жидкости меняется незначительно.

В качестве антиседиментационнной добавки возможно использование чистых аминов, однако, в антиседиментационную добавку для усиления ее свойств дополнительно вводят, по меньшей мере, один полисилоксан, силан, полисилан, силоксан и/или полисилоксан, содержащий связи Si-O, Si-H, Si-Si, Si-C и Si-O-C, с любыми радикалами (как органическими, так и элементорганическими) при кремнии и углероде (например, такими как: метилсилан, этилсилан, полидиметилсилан, диметилдихлорсилан, полидиэтилсилан, полиметилкарбосилан аминопропилтриметоксисилан, аминопропилтриэтоксисилан, винил-трис(2-метоксиэтокси)силан, винилтриметоксисилан, винилтриэтоксисилан, аминоэтиламинопропилтриметоксисилан, метакрилоксипропилтриметоксисилан, глицидилоксипропилтриметоксисилан, метилтриметоксисилан, метилтриэтоксисилан, октилтриэтоксисилан, полиметилсилоксан, метилпентаметокси-силоксан, триметилтрифторсилоксан, (2-аминоэтилдиметил)дисилоксан, (дифенил-метокси)дисилоксан и др.) в количестве 30-50 масс.%. обеспечивая таким образом вторичное уплотнение геля и его высокую адсорбционная активность, что придает системе великолепную устойчивость даже при минимальном содержании гелирующего агента. Предпочтительно использование полисилоксанов, т.к они не разрушаются в пластовых условиях, не изменяют своих свойств вследствие высокой химической и температурной стабильности и участвуют в процессе вытеснения нефти, а также способствуют улучшению качества добываемой нефти. Последнее связано с разрушением водонефтяных эмульсий, дегазацией нефти, подавлением нефтепроявления и, как следствие, формированием нефтяного вала в пластовых условиях.

Амин, входящий в состав антиседиментационной добавки, обеспечивает высокую концентрацию аминогрупп, обеспечивающих щелочную среду жидкости сшитого геля (около 9), что приводит к повышению скорости как прямой, так и обратной реакции образования комплекса [В(ОН4)]- Значение pH=9 гарантирует приемлемую скорость разрушения комплекса и быстрый приток свободного бора в систему. Высокая концентрация ионизированной воды на аминогруппе (R-NH2:→Hδ+δ--Н) обеспечивает возможность быстрого образования нового комплекса бора и как следствие резко повышает скорость первичной поперечной перепрошивки между соседними цепями полисахарида. Аналогичная скорость может быть достигнута с применением щелочи только при pH≈11, что является в большинстве случаем неприемлемым. Вместе с тем при столь высоких концентрациях гидроксид иона в воде почти полностью останавливается процесс выхода бора из его комплекса в свободное состояние, в системе не остается активного вещества, способного восстановить целостность геля после его механического разрушения.

При использовании антиседиментационной добавки в количестве менее 0,1 л/м3 жидкости-носителя плотность образовавшейся пространственной сетки является недостаточной для предотвращения оседания проппанта, а при количестве более 4,0 л/м3 жидкости-носителя ее использование становится экономически невыгодным.

Вводимый для облегчения подачи антиседиментационной добавки в нее протонный или апротонный растворитель представлен соединением, выбранным из ряда: жидкое вещество, способное к образованию объемной трехмерной сетки водородных связей (муравьиная кислота, гликоль и т.п.), соединение, в котором образуется двумерная сетка водородных связей (фенол, одноатомный спирт, одноосновная низшая карбоновая кислота, за исключением муравьиной), растворитель, имеющий в своем составе электроотрицательные атомы азота, кислорода, серы, фтора, кремния, фосфора, хлора, брома, йода, способный участвовать в образовании водородных связей (эфир, тиоэфир, амин, кетон, альдегид и др.) растворитель, молекулы которого имеют атом водорода, способный к образованию водородных связей, но не имеют атомов, которые могли бы быть акцепторами протонов (хлороформ, дихлорэтан и т.п.). Возможно использование растворителя, молекулы которого при обычных условиях не способны к образованию водородных связей ни в качестве доноров, ни в качестве акцепторов протонов (углеводород, четыреххлористый углерод, пергалогенуглеводород и т.п.). Протонный или апротонный растворитель предпочтительно выбирают из следующего ряда: например, вода, ацетон, изопропанол, бутанол, фенол, любые эфиры и кетоны.

Антиседиментационная добавка может входить в состав готовых композиций для сшивания песконесущих жидкостей на водной основе, содержащих органические или неорганические соединения (на основе бора или иных металлов, пригодных для использования в качестве сшивающих агентов), различные щелочные компоненты, а также соли органических и неорганических кислот (бура, борная кислота, улексит, колеманит, ашарит, гидроборацит, иниоит, калиборит, лития гидроксид, натрия гидроксид, гидроксид аммония, кальция гидроксид, растворимый карбонат и гидрокарбонат щелочного иди щелочноземельного металла, соли трехвалентных металлов или иные органические и неорганические соединения).

В зависимости от агрегатного состояния компонентов и природы растворителя антисе-диментационная добавка представляет собой раствор, эмульсию либо дисперсию в протонном или апротонном растворителе (например, полиоксиэтилен (8) кокоамин в ацетоне, полиэтилен-полиамин в воде, диметилформамиде, изопропаноле, бутаноле, ацетоне и подобных полярных растворителях представляют собой растворы, диэтилентриамин в гексане - эмульсию, гидрированный диталловый метиламин или диоктадецилметиламин в воде представляют собой дисперсную систему).

Применение заявляемого способа обеспечивает высокую стабильность жидкости ГРП даже при высоких механических нагрузках.

В то же время предлагаемый способ не содержит файберов и иных механических включений, обеспечивая тем самым высокую чистоту пласта после его применения. Данный факт может быть подтвержден применением метода ультрамикроскопии. Возможности этого метода обусловлены эффектом Тиндаля - преломление и рассеивание света на частицах, размер которых может быть даже меньше предела чувствительности оптического микроскопа (их размер меньше или сравним с длиной световой волны). В зависимости от интенсивности освещения, длины световой волны, разности показателей преломления частицы и среды можно обнаружить частицы размерами от 20-50 нм до 1-5 мкм.

Сущность заявляемого изобретения поясняется примерами.

Пример 1

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гуаровой смолы из расчета 3,5 г на 1 кг (3,5 кг/м3) воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 21-24 сР.

В линейный гель добавляют 4,0 л/м3 антиседиментационной добавки, приготовленной путем перемешивания до получения однородной жидкости соломенного цвета 70%масс.первичного ароматического амина - метилантранилата и 30% масс. N-(β-аминоэтил)-γ-аминопропилтриметоксисилана.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют высокощелочной быстрый сшиватель ForeBC-9B в количестве 2,0 л/м3 или сшиватель с задержкой сшивки ForeBC-D2 в количестве 3,0 л/м3 (получается загущенная жидкость носитель, содержащая антиседиментационную добавку и содержащая проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных ставят на водяную баню при 110°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 5-10% (в зависимости от качества используемого гуара), а при такой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 95-100% мгновенно.

Пример 2

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гуаровой смолы и хитозан-N-(1-бутил-2,3-дион диоксима из расчета 1,5 г гуара (1,5 кг/м3)+2,0 г (2,0 кг/м3) модифицированного хитозана на 1 кг воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 27-30 сР.

В линейный гель добавляют 0,1 л/м3 антиседиментационной добавки, приготовленной путем перемешивания до получения раствора соломенного цвета 50% масс. смеси полиэтиленполиамина и триэтоксипропиламина (в соотношении 80% бициклического гетероциклического амина - пирроло/2,3-d/пиримидина и 20% алифатического амина - триэтоксипропиламина) и 50% масс. N-(β-аминоэтил)-γ-аминопропилтриметоксисилана.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют одновременно низкощелочной быстрый сшиватель для гуаровой смолы ForeHT-2 в количестве 2,0 л/м3 и 0,5 кг/м3 сульфата никеля (получается загущенная жидкость носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных формаций ставят на водяную баню при 45°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 5-10% (в зависимости от качества используемого гуара), а при этой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 75-80% мгновенно.

Пример 3

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гуаровой смолы и ксантановой камеди из расчета 1,5 г гуара (1,5 кг/м3)+2,0 г (2,0 кг/м3) ксантановой камеди на 1 кг воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 27-30 сР.

В линейный гель добавляют 1,5 л/м3 антиседиментационной добавки, приготовленной путем перемешивания до получения раствора соломенного цвета 60% масс. алифатического амина - триэтоксипропиламина и 40% масс. (дифенил-метокси)дисилоксана.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют одновременно низкощелочной быстрый сшиватель для гуаровой смолы ForeHT-2 в количестве 2,0 л/м3 и 0,5 кг/м3 хлорида никеля (получается загущенная жидкость носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных формаций ставят на водяную баню при 45°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 10-15% (в зависимости от качества используемого гуара), а при такой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 80-85% мгновенно.

Пример 4

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гидроксиэилцеллюлозы из расчета 2.5 г на кг (2.5 кг/м3) воды. Перемешивают 30 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 25-30 сР.

В линейный гель добавляют 1 л/м3 раствора антиседиментационной добавки (0,9 л/м3 чистой антиседиментационной добавки), приготовленной следующим образом. Перемешивают 66,67% масс. смеси вторичных и третичных алифатических полиаминов с циклоалифатическими полиаминами и жирно-алифатическими полиаминами - полиэтиленполиамина и 33,33% масс. аминопропилтриметоксисилана, после чего для облегчения подачи вводят в состав антиседиментационной добавки полярный апротонный растворитель - диметилформамид в соотношении: 90% масс. антиседиментационной добавки +10% масс. растворителя и перемешивают до получения раствора соломенного цвета.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют ацетат никеля в количестве 1,0 л/м3 (получается загущенная жидкость-носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Приготовленную жидкость для обработки подземных формаций ставят на водяную баню при 85°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 10-15% (в зависимости от качества используемой гидроксиэтилцеллюлозы), а при такой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 90-100% практически мгновенно.

Пример 5

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гуаровой смолы из расчета 3 г на 1 кг (3 кг/м3) воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 18-20 сР.

В линейный гель добавляют 3,5 л/м3 раствора антиседиментационной добавки (2,975 л/м3 антиседиментационной добавки), приготовленной следующим образом. Перемешивают 64,5 мас.% полиэтиленполиамина и 35,5 мас.% триметилтрифторсилоксана, после чего, для облегчения подачи добавки вводят в нее дополнительно неполярный апротонный растворитель-гексан в количестве 15 мас.% на 85 мас.% антисендиментационной добавки и перемешивают до получения однородной эмульсии соломенного цвета.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют высокощелочной быстрый сшиватель ForeBC-9B в количестве 1,5 л/м3 или сшиватель с задержкой сшивки ForeBC-D2 в количестве 3,0 л/м3 (получается загущенная жидкость носитель, содержащая антиседиментационную добавку и содержащая проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных ставят на водяную баню при 95°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 5-10% (в зависимости от качества используемого гуара), а при этой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 75-80% мгновенно.

Пример 6

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гуаровой смолы из расчета 3 г на кг воды. Перемешивается 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 18-20 сР.

В линейный гель добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют высокощелочной быстрый сшиватель ForeBC-9B в количестве 1,5 л/м3 или сшиватель с задержкой сшивки ForeBC-D2 в количестве 3.0 л/м3 (получается загущенная жидкость носитель, не содержащая антиседиментационную добавку и содержащая проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных ставят на водяную баню при 85°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. При температуре без добавления антиседиментационной добавки при пониженной загрузке загустителя вязкость жидкости-загустителя является недостаточной для предотвращения оседания (седиментации) проппанта, которое достигает 95-100% уже через 30 минут термостатирования.

Пример 7

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из гуаровой смолы из расчета 1 г на кг (1 кг/м3) воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 4-5 сР.

В линейный гель добавляют 1 л/м3 раствора антиседиментационной добавки (0,7 л/м3 антиседиментационной добавки), приготовленного путем перемешивания до получения однородной эмульсии белого цвета додециламина (алифатический вторичный амин) и полярного протонного растворителя - 5% водного раствора соляной кислоты в соотношении 70 мас.%/30 мас.% соответственно.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3 и перемешивают. Добавляют боратный низкощелочной быстрый сшиватель для гуаровой смолы ForeHT-2 в количестве 3,0 л/м3 (получается загущенная жидкость-носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных формаций при ГРП ставят на водяную баню при 30°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта, который составляет 5-10% (в зависимости от качества используемого гуара), а при такой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 95-100% мгновенно.

Пример 8

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из частично гидролизованного полиакриламида из расчета 2 г на кг (2 кг/м3) воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 4-5 сР.

В линейный гель добавляют 2,5 л/м3 раствора антиседиментационной добавки(1,75 л/м3 антиседиментационной добавки), приготовленного путем перемешивания до получения однородной дисперсии белого цвета высшего третичного амина - диоктадецилметиламина и полярного протонного растворителя - воды в соотношении 70 мас.%/30 мас.% соответственно.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют оксихлорид циркония (IV) в количестве 0.11 л/м3 (получается загущенная жидкость-носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных формаций при ГРП ставят на водяную баню при 30°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта, который для данной композиции составляет 5-10%. При такой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 80-85% мгновенно.

Пример 9

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из поливинилового спирта из расчета 5 г на кг (5 кг/м3) воды. Перемешивают 45 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 18-20 сР.

В линейный гель добавляют 1 л/м3 раствора антиседиментационной добавки (0,2 л/м3 антиседиментационной добавки), приготовленного путем перемешивания до получения раствора соломенного цвета 20% масс. смеси алифатического тетрамина - триэтанолтетрамина и алифатического триамина - диэтилентриамина (в соотношении 70 мас.%/30 мас.% соответственно) и 80% масс. полярного протонного растворителя - 5% водного раствора сорбитола.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют хлорид железа (III) в количестве 2,0 л/м3 (получается загущенная жидкость носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных формаций ставят на водяную баню при 45°C на 2 часа для контроля за оседанием. Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 15-20% (в зависимости от качества используемого поливинилового спирта).

Пример 10

Жидкость для обработки подземных формаций готовят следующим образом.

Готовят линейный гель из из расчета 4 г ксантановой камеди на 1 кг воды. Перемешивают 15 минут до получения однородного линейного геля с вязкостью 40-45 сР.

В линейный гель добавляют 0,3 л/м3 раствора антиседиментационной добавки (0,18 л/м3 антиседиментационной добавки), приготовленного путем перемешивания до получения раствора соломенного цвета 60% масс. хлорида алифатического триамина - диэтилентриамингидрохлорида и 40% масс. полярного апротонного растворителя этиленгликоля.

К полученной смеси добавляют проппант из расчета 1000 кг/м3. Перемешивают. Добавляют одновременно сульфата алюминия в количестве 3,0 л/м3 (получается загущенная жидкость носитель, содержащая антиседиментационную добавку и проппант).

Проверку действия композиции осуществляют следующим образом: приготовленную жидкость для обработки подземных формаций ставят на водяную баню при 15°C на 2 часа для контроля за оседанием.

Фиксируют процент оседания проппанта. Для данной композиции процент оседания составляет 5-10% (в зависимости от качества используемого гуара), а при такой же температуре без добавления антиседиментационной добавки оседание проппанта достигает 80-85% мгновенно.

Заявляемый способ дает возможность повысить несущую способность проппантной пачки в широком диапазоне температур (от 15-110°C) при условии снижения загрузки загустителя не влияющем на проводимость при пониженных загрузках гелеобразователя без преждевременного оседания проппанта в стволе скважины и равномерное распределение проппанта по пластовой трещине. Жидкое агрегатное состояние позволяет легко вводить добавку в основную жидкость ГРП. Способ не требует применения добавок, регулирующих уровень pH, что делает его весьма экономичным и удобным. Добавка значительно повышает скорость восстановления геля даже при высоких сдвиговых нагрузках, повышает его термическую стабильность, одинаково работает на разных типах воды, а также не влияет на остаточную проводимость пласта после деструкции гидратированного полимера.

Способ приготовления жидкости для обработки подземных формаций и скважин при гидроразрыве пласта, включающий получение загущенной жидкости-носителя, содержащей проппант и антиседиментационную добавку, отличающийся тем, что в качестве антиседиментационной добавки используют смесь из, по меньшей мере, одного амина и полисилоксана, органосилана, органополисилана при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полисилоксан, органосилан, органополисилан 30-50
По меньшей мере, один амин Остальное

а добавку вводят в количестве 0,1-4,0 л/м3 жидкости-носителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче газа или нефти методом гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров.

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующей способности к глинам. Спиртовой буровой раствор включает, масс.%: глинопорошок ПБМВ 1,2, биополимер Сараксан 0,2, хлористый калий 0,5-1,1, ацетат натрия 2,5-3,1, анионную эмульсию Росфлок ПВ 2,1, триэтиленгликоль 9,8, талловое масло 11,3, бактерицид «Remacid» 0,1, воду остальное. 1 табл.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения. Способ включает получение указанной выше композиции стабилизированной эмульсии и помещение ее в подземный пласт в качестве части подземных работ. Способ включает получение указанной выше композиции и бурение скважины в подземном пласте с ее использованием. Способ получения указанной выше композиции включает: получение маслянистой текучей среды, получение указанной текучей среды, получение стабилизирующего эмульсию агента, включающего первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения, и объединение маслянистой текучей среды, текучей среды и стабилизирующего агента с формированием композиции. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - улучшение стабильности эмульсии и снижение количества стабилизирующего агента. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл.

Группа изобретений относится к композициям, изменяющим проницаемость подземных пластов. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы со средним диаметром неувеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм, состоящие из структурированных полимеров, которые включают лабильные сшивающие агенты и выбраны из группы, состоящей из звездообразных полимеров, дендритных полимеров, сверхразветвленных полимеров, полимеров с короткоцепочечным ветвлением, полимером с длинноцепочечным ветвлением и любого их сочетания, а также включают акриламид и aкpилaмидoмeтил-пpoпaнcyльфoнал натрия. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт указанной композиции. Технический результат - предложенная композиция за счет расширения объема полимерных микрочастиц позволяет эффективно изменять проницаемость подземных пластов и увеличивать подвижность и/или темп добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил., 7 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП. Способ изготовления магнийсиликатного проппанта, включающий подготовку исходной шихты, введение в ее состав порообразующей добавки, помол, формирование гранул, их сушку и обжиг, отличающийся тем, что в шихту дополнительно вводят спекающую добавку в виде водорастворимой соли минеральной кислоты, которую растворяют в жидкости, используемой при грануляции, а порообразующую добавку в виде водонерастворимого вещества вводят в шихту на стадии помола, причем спекающая и порообразующая добавки находятся в следующем соотношении, в % сверх массы шихты: порообразующая добавка 0,005-3,0, спекающая добавка 0,2-2,5. Технический результат - снижение плотности проппанта при сохранении прочности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы. Буровая труба включает: полимерную основную структуру, образованную из армированного волокнами бисмалеимидного полимера; и гидрофобное покрытие, включающее малеимидный комплекс, химически связанное с полимерной основной структурой. Покрытие образует ковалентную связь с полимерной основной структурой. Способ сооружения буровой трубы включает: сооружение основной структуры буровой трубы из полимерного материала; изготовление гидрофобного покрытия; и создание ковалентной химической связи между покрытием и основной структурой. Покрытие для нанесения на буровую трубу выполнено из множества слоев, из которых по меньшей мере один слой образован из материала, содержащего химический реагент, выбранный для реакции в присутствии скважинных текучих сред, которые являются разрушающими по отношению к полимерному материалу. Технический результат - обеспечение образования покрытия на буровой трубе, которое в достаточной степени связано с нижележащей основной структурой полимерного материала, чтобы противостоять агрессивной окружающей среде, присутствующей в скважинном применении. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 10 ил.
Изобретение относится к сополимеру на основе содержащего сульфокислоту соединения. Сополимер включает в качестве мономерных компонентов a) по меньшей мере одно соединение, содержащее сульфокислотную группу, b) по меньшей мере одно соединение, выбранное из группы, включающей N-винил-капролактам, N,N-диметилакриламид, N,N-диэтилакриламид, изопропилакриламид, N-винилпирролидон, N-винилацетамид, N-винилформамид, N-метил-N-винилацетамид, N-алкилакрилат и N-алкилметакрилат, и c) минимум один по меньшей мере бифункциональный виниловый эфир, выбранный из ряда: дивиниловый эфир триэтиленгликоля, дивиниловый эфир диэтиленгликоля или дивиниловый эфир бутандиола. Заявлено также применение сополимера в качестве добавки к гидравлическим связующим и/или к композициям, содержащим компоненты, набухающие в воде. Технический результат сополимер используют в качестве водоудерживающего и антисегрегационного средства. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 12 табл., 20 пр.
Изобретение относится к технологиям бурения скважин в нефте- и газодобывающей промышленности, в геологоразведке полезных ископаемых. Технический результат - регулирование реологических характеристик и фильтруемости бурового раствора с учетом характеристик разбуриваемых пород. Глинистый буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5,5, карбоксиметилированное вещество 0,5, феррохромлигносульфонат 0,2-0,3, арабиногалактан 0,2-0,3, воду 93,4-93,6, причем в качестве карбоксиметилированного вещества он содержит карбоксиметилированный крахмал в виде товарного продукта Полицелл КМК БУР 1Н, содержащего, в мас.%: 70-75 карбоксиметилкрахмала, 15-18 NaCl и 10-12 гликолята натрия. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 9 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам на углеводородной основе, предназначенным для проходки интервалов неустойчивых, глинистых пород, интервалов многолетних мерзлотных пород, продуктивных пластов и бурения горизонтальных участков скважин. Буровой раствор на углеводородной основе, включающий высокоокисленный высокоплавкий битум, поверхностно-активное вещество - ПАВ и дизельное топливо, содержит высокоокисленный высокоплавкий битум в виде 30-40% раствора в ксилоле или смеси ксилола и дизельного топлива с содержанием в растворителе ксилола от 50 до 99%, в качестве ПАВ - гидрофобизатор АБР, и дополнительно - рапсовое масло, глинопорошок или мрамор, или их смесь в соотношении 1:1, при следующих соотношениях компонентов, мас.%: указанный раствор высокоокисленного высокоплавкого битума 40-75, рапсовое масло 15-40, гидрофобизатор АБР 2-5, дизельное топливо 0-20, глинопорошок, или мелкодисперсный мрамор, или их смесь 0-30. Технический результат - упрощение технологии приготовления раствора в промысловых условиях и сокращение времени его приготовления при сохранении всех его показателей. 3 пр., 3 табл.
Изобретение относится к композициям и способам, которые можно использовать для повышения нефтеотдачи. Предложена композиция, включающая сшитые расширяемые полимерные микрочастицы, имеющие средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм и содержание сшивающих агентов от примерно 100 до примерно 200000 частей на млн лабильных сшивающих агентов и от 0 до примерно 300 частей на млн нелабильных сшивающих агентов, причем расширяемые полимерные микрочастицы имеют структуру блоксополимера, включающего по меньшей мере два различных мономера различного химического строения. Предложен также способ улучшения добычи углеводородных флюидов из подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт заявленной композиции. Технический результат - предложенная композиция обеспечивает эффективное распространение микрочастиц в пористой структуре месторождения, повышая степень извлечения углеводородных флюидов из подземных пластов. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 3 пр.
Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - обеспечение эффективного удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, в продукции которых содержится высокоминерализованная пластовая вода за счет высокой степени пенообразования. Применение препарата ОС-20, содержащего смесь полиоксиэтиленгликолевых эфиров синтетических первичных высших жирных спиртов фракции C16-C18; этоксилированных (20 ЕО) цетиловых и стеариловых спиртов; оксиэтилированного (20 ЕО) гекса (окта) децилового спирта, неоногенного ПАВ, в качестве твердого или жидкого реагента для удаления пластовой жидкости с высокоминерализованной пластовой водой (общая минерализация 100-300 г/л) из газовых и газоконденсатных скважин. 1 табл.
Наверх