Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации


 


Владельцы патента RU 2593154:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей. Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации содержит, мас. %: ксантановую камедь 0,2-0,25; кальцинированную соду 0,1-0,2; формиат натрия 5-20; поверхностно-активное вещество ГФ-1 марки K 0,1-0,25; воду остальное. 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при щелевой гидропескоструйной перфорации.

Жидкость-песконоситель должна иметь рецептуру, обеспечивающую минимальную фильтрацию и такую вязкость, которая бы давала возможность удерживать песок во взвешенном состоянии и сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта. Высокая удерживающая способность жидкости песконосителя должна предупредить возможность оседания песка на пути движения песконосителя до забоя.

Наиболее близким составом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта, которая может быть использована при проведении гидропескоструйной перфорации, включающая бентонитовый глинопорошок ПБМА, карбоксиметилцеллюлозу, кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф, сульфат алюминия и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Бентонитовый глинопорошок ПБМА 3,00-5,00
Карбоксиметилцеллюлоза 0,60-1,50
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 0,50-1,00
Целлотон-Ф 1,00-1,10
Сульфат алюминия 0,15-0,80
Вода Остальное

(патент РФ №2483094 от 27.05.2013). Данный состав принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - вода, структурообразователь и понизитель фильтрации, поверхностно-активное вещество.

Недостатками известного состава, принятого за прототип, являются высокие пластическая и условная вязкости и фильтратооотдача, вследствие того, что известная жидкость содержит твердую фазу - бентонитовый глинопорошок ПБМА и большую концентрацию полимеров, таких как целлотон-Ф и карбоксиметилцеллюлоза. Кроме того, бентонитовый глинопорошок является трудноудалимым кольматантом, что снижает естественную проницаемость пласта.

Задачей изобретения является создание жидкости-песконосителя на водной основе для реализации гидропескоструйной перфорации с низкой фильтратоотдачей, пониженными пластической и условной вязкостями с использованием биоразлагаемых полимеров.

Поставленная задача была решена за счет того, что известная жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации, содержащая структурообразователь и понизитель фильтрации, поверхностно-активное вещество и воду, согласно изобретению в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации содержит ксантановую камедь, в качестве поверхностно-активного вещества - ГФ-1 марки K и дополнительно содержит формиат натрия и кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Ксантановая камедь 0,2-0,25
Кальцинированная сода 0,1-0,2
Формиат Na 5-20
ГФ-1 марка K 0,1-0,25
Вода Остальное

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации содержит ксантановую камедь; в качестве поверхностно-активного вещества содержит ГФ-1 марки K; введение формиата натрия и кальцинированной соды; иное количественное соотношение используемых ингредиентов мас. %: ксантановая камедь - 0,2-0,25; кальцинированная сода - 0,1-0,2; формиат Na - 5-20; ГФ-1 марки K - 0,1-0,25; вода - остальное.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет использования в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации ксантановой камеди. Молекулы ксантана адсорбируют воду с образованием трехмерной сетки из двойных спиралей ксантана, по структуре близкой с гелем, но отличающейся меньшей вязкостью, что позволяет снизить фильтрацию в продуктивный пласт и обеспечить высокую выносящую способность раствора. Разветвленная пространственная структура цепи полимера ксантана обеспечивает снижение фильтрации жидкости в продуктивный пласт. Ксантан формирует токситропные, густые неньютоновские растворы. Его растворы проявляют следующие свойства: высокую вязкость при низкой концентрации и скорости сдвига; устойчивость к влиянию ферментов, солей, кислот, оснований; устойчивость к изменениям ионной силы, температуры; постоянную высокую вязкость в широком диапазоне pH от 2 до 12; высокий модуль упругости.

Ксантановая камедь является природным биополимером, разлагается вследствии биодеструкции в пласте и не приводит к его засорению. Его высокая псевдопластичность (при увеличении сдвигового усилия резко понижается вязкость, после снятия усилия начальная вязкость восстанавливается почти мгновенно) способствует снижению пластической и условной вязкости предлагаемой жидкости-песконосителя.

Введение в состав жидкости-песконосителя формиата натрия позволяет значительно снизить гидратации глинистых минералов, а значит, сохранить фильтрационно-емкостные параметры продуктивных коллекторов.

Использование в заявляемом составе гидрофобизирующего агента ГФ-1 марки K позволяет предотвратить образования водонефтяных эмульсий и пленок воды на породе, что обеспечит высокий показатель восстановления проницаемости пород пласта, снизит коррозию нефтепромыслового оборудования.

Введение в состав кальцинированной соды позволяет снизить жесткость воды и создать щелочную среду, что обеспечит быструю гидратацию и высокую скорость «распускания» полимера.

Для получения предлагаемой жидкости в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- Ксантановая камедь - природный полисахаридный биополимер.

- Кальцинированная сода - представляет собой белый мелкокристаллический порошок.

- Формиат натрия (натрий муравьинокислый) по ТУ 2432-011-00203803-98 - кристаллический порошок белого или серого цвета без посторонних примесей.

- ГФ-1 марка K по ТУ 2482-054-53501222-2006 - жидкость от бесцветной до светло-коричневого цвета, представляет собой раствор ПАВ.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1

В 750 г воды (89,38%) постепенно добавляли 1,85 г ксантановой камеди (0,22%). Затем вводили 1,68 г кальцинированной соды (0,2%); 83,91 г формиата Na (10%); 1,68 г ГФ-1 марки K (0,2%), перемешивали.

Пример 2

В 750 г воды (94,4%) постепенно добавляли 1,99 г ксантановой камеди (0,25%). Затем вводили 0,79 г кальцинированной соды (0,1%); 39,72 г формиата Na (5,0%); 1,99 г ГФ-1 марки K (0,25%), перемешивали.

Пример 3

В 750 г воды (79,45%) постепенно добавляли 1,89 г ксантановой камеди (0,2%). Затем вводили 1,89 г кальцинированной соды (0,2%); 188,8 г формиата Na (20,0%); 1,42 г ГФ-1 марки K (0,15%), перемешивали.

В процессе проведения испытаний полученных жидкостей определяли значения показателей их свойств - пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, условную вязкость, фильтрацию и плотность. Замер основных технологических параметров жидкости-песконосителя производили на стандартных приборах.

Данные о свойствах известной и предлагаемых жидкостях приведены в таблице.

Как видно из данных таблицы, заявляемая жидкость имеет ряд преимуществ:

- более низкую пластическую вязкость;

- пониженную условную вязкость;

- пониженную фильтрацию в пласт.

Таким образом, благодаря улучшению технологических параметров повышается эффективность заявляемой жидкости при проведении гидропескоструйной перфорации.

Разработанная жидкость является взрыво-пожаробезопасной, не токсичной, экологически безопасной. Состав жидкости-песконосителя обеспечивает минимальное загрязнение продуктивного пласта, что положительно сказывается на его проницаемости.

Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации, содержащая структурообразователь и понизитель фильтрации, поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что в качестве структурообразователя и понизителя фильтрации она содержит ксантановую камедь, в качестве поверхностно-активного вещества - ГФ-1 марки К и дополнительно содержит формиат натрия и кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Ксантановая камедь 0,2-0,25
Кальцинированная сода 0,1-0,2
Формиат Na 5-20
ГФ-1 марки К 0,1-0,25
Вода Остальное



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов. Буровой раствор содержит, мас.%: глинопорошок 5-8; полиэлектролит ВПК-402 3-5; водорастворимый эфир целлюлозы 0,3-1,2; воду - остальное. Изобретение позволяет снизить расход полиэлектролита ВПК-402 и улучшить структурно-реологические и фильтрационные показатели раствора. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 пр.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением. Смесь, содержащая множество расклинивающих агентов и множество частиц, где, по меньшей мере, часть частиц представляет собой разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 24 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - предотвращение пенообразования. 3 н. и 26 з.п. ф-лы, 8 пр., 8 табл.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией. Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, согласно изобретению дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75 , флотореагент оксаль Т-92 25-98. Технический результат - расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов. 2 табл., 1 пр.
Наверх