ЖИДКОСТЬ-ПЕСКОНОСИТЕЛЬ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 1998 года по МПК E21B33/138 E21B43/26 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов при проведении гидроразрывов.

Известна жидкость - песконоситель для гидравлического разрыва пласта следующего состава, мас.%:
Спиртовая дрожжевая барда - 24,51-27,10
Поверхностно-активное вещество (ПАВ) МЛ - 80 на основе сульфоната и сульфонола - 0,03-0,11
Хлорид калия - 3,98-4,21
Минерализованная вода - Остальное
(авт.св. N 1765365, кл. E 21 B 33/138, 1992).

Недостатком указанного состава является пониженная пескоудерживающая способность, так как он не содержит комплексообразователь, и система, представленная таким составом, является загущенной с высокой вязкость, а не структурированной. Стабильность состава составляет 0,450 - 0,075 г/см³, что и обусловливает недостаточную пескоудерживающую способность. Более того, состав ухудшает проницаемость пласта, и коэффициент восстановления проницаемости составляет 80,0-93,5%.

В качестве прототипа взята жидкость - песконоситель для гидравлического разрыва пласта следующего состава, мас.%:
Радиализованный γ- излучением полиакриламид (РПАА) - 0,3 - 0,5
Бихромат щелочного металла - 0,05 - 0,30
Конденсированная сульфит-спиртовая барда - 0,1 - 0,5
Вода - Остальное
(патент РФ N 2057781, кл. C 09 K 7/00, E 21 B 43/26, 1996).

Недостатком указанного состава является пониженная пескоудерживающая способность, что обусловлено недостаточно прочной образующей структурой. РПАА имеет сетчатую структуру и при смешивании с водой впитывает ее в течение 1-2 ч (эффект "губки"), причем вода находится в свободном состоянии без образования каких-либо химический связей. С течением времени, порядка более 2 ч, происходит синерезис состава, т.е. самопроизвольное уменьшение объема геля с одновременным выделением из него дисперсионной среды, содержащейся в петлях геля. Поэтому большая часть песка выпадает в осадок, а остальная, очень малая, удерживается за счет содержания в системе соли хрома и КССБ, участвующих в образовании поперечных связей ("сшивки") тех функциональных групп РПАА, которые еще остались не тронутыми после γ- облучения. Поэтому вязкоупругий состав не способен удерживать песок во взвешенном состоянии более 2 ч. Кроме того, известный состав обладает высокой адгезией к породе и плохо удаляется из пласта, значительно снижая проницаемость последнего. Последующее восстановление проницаемости пласта проводят путем кислотной обработки, вызывающей деструкцию состава. В целом введение дополнительных операций - γ- облучение ПАА, кислотная обработка - усложняет технологию, так как требуются дополнительное оборудование и реагенты, а также загрязняет окружающую среду.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается пескоудерживающая способность, т.е. стабилизируется во времени способность полученной системы удерживать песок более крупной фракции за счет улучшения структурно-механических свойств образующейся пены. Технический результат достигается с помощью состава, включающего водорастворимый полимер, ПАВ, загуститель и воду, который дополнительно содержит отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел, а в качестве водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозу, в качестве ПАВ - неионогенное ПАВ, в качестве загустителя - глину, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 3 - 4
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 30
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 0,8 - 1,2
Неионогенное ПАВ - 2,0 - 2,5
Вода - Остальное
Используют отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел по ГОСТу 21046 - 86. Они относятся к группе ММО и имеют следующий состав: отработанные моторные (для авиационных поршневых, карбюраторных и дизельных двигателей), компрессорные, вакуумные и индустриальные масла, а также следующие физико-химические показатели:
Условная вязкость при 20^oC, с - Свыше 40
Кинетическая вязкость при 50^oC, мм²/с - Свыше 35
Температура вспышки, определяемая в открытом тигле,^oC - Не ниже 100
Массовая доля механических примесей, % - Не более 1
Массовая доля воды, % - Не более 2
Массовая доля фракций, выкипающих до 340^oC - Не более 10
Температура застывания фракций, выкипающих до 340^oC,% - Не выше 10
Плотность при 20^oC кг/м³ - Не более 905
Содержание загрязнений - Отсутствие
КМЦ используют по ТУ 6-55-39-90, 6-55-40-90.

В качестве неионогенного ПАВ используют неонол по ТУ 38.507-63-300-93, синтанол ДС - 10 по ТУ 6-14-577-77 и ОП по ГОСТу 8433-81.

Действие указанных ПАВ в составе практически равноценное.

Глину (глинопорошки) используют по ТУ-39-043-74, РД-39-2829-82. При смешивании воды, отработанного нефтяного масла, глины, КМЦ, неионогенного поверхностно-активного вещества образуется эмульсия типа "масло в воде".

При пропускании воздуха через такую систему происходит вспенивание. Ориентация молекул происходит следующим образом: на пленке жидкости, которая окружает пузырек воздуха, адсорбируется молекула неионогенного ПАВ, гидрофильная часть которой представлена окисью этилена и обращена в сторону воды. Растворимость ее определяется кислородсодержащей группой, которая образует с молекулами воды водородные связи (фиг. 1). Гидрофобная часть молекул неионогенного ПАВ, представляющая собой остаток амина или фенола, или алкилфенола, или др. углеводородных радикалов, обращена в воздушную часть пузырька.

Стабилизатор и слабое ПАВ - КМЦ дополнительно регулирует свойства пены. Молекулы КМЦ своими неполярными концами внедряются между неполярными молекулами масла и неионогенного ПАВ и обращены в воздушную часть пузырька. Полярные части молекулы КМЦ обращены к воде, и взаимодействие с молекулами воды происходит за счет водородных связей (фиг. 2).

Трудно объяснить процессы взаимодействия в неполярных частях молекул неионогенного ПАВ, КМЦ и масла. До настоящего времени еще точно не установлена связь между природой растворителя и его способностью растворять высокомолекулярные вещества. Обычно ограничиваются эмпирическим правилом - подобное растворяется в подобном. Иными словами, неполярные соединения растворяются в неполярных растворителях, а полярные - в полярных. Поэтому, говоря о взаимодействии неполярных частей молекул масла, КМЦ и ПАВ, стоит только предположить, что в молекулах одних углеводородных радикалов имеются валентные вакансии (незавершенные орбитали), а у других наоборот - донорные валентные электроны. Поэтому сцепление молекул различных углеводородов (заявляемый компонент - нефтяное масло представляет собой смесь высокомолекулырных углеводородов различных классов) с образованием поперечных химических связей, так называемых мостиков, обеспечивает системе пространственную структуру в виде сеток, нитей и т.п. Это способствует созданию высоковязких адсорбционных слоев, обладающих гелеобразным строением. Образующиеся абсорбционные слои на границе газ - жидкость создают условия, при которых со стороны дисперсионной среды возникают двойные электрические или сольватные слои. Можно предположить, неполярные части молекул (масла, КМЦ), участвующие в образовании пленки, "надстраивая" неполярные ветви молекул пенообразователя, выдвигают в глубь воды ее полярные группы, активно гидратируемые и увеличивающие гидратные слои.

Частички глины, выполняющие роль загустителя, прилипают в межфазной поверхности, причем большая часть их находится в той поверхностной части жидкости, которая их лучше смачивает, т.е. воде.

В результате этого прочность гидратного слоя повышается в несколько раз, и пленки приобретают дополнительные структурно-механические свойства.

В конечном итоге образовавшиеся слои на межфазной пленке, с одной стороны, замедляют стекание жидкости в пленке, с другой, придают пленке пены высокую структурную вязкость и механическую прочность. Эти показатели и обеспечивают высокую пескоудерживающую способность состава.

Составы жидкостей-песконосителей для гидравлического разрыва пласта на основе физико-химической смеси КМЦ, глины, неионогенного ПАВ и отработанных нефтепродуктов, содержащих нефтяные масла, обладающие заявленным техническим результатом, не выявлены по имеющимся источникам известности. Известно использование неионогенных ПАВ в составе жидкостей для гидравлического разрыва пласт (авт. св. N 403844, кл. E 21 B 43/27, 1973; авт.св. N 420761, кл. E 21 B 43/27, 1974), а также карбоксиалкилкрахмала (авт.св. N 683640, кл. E 21 B 43/26, 1979). Предлагаемое изобретение имеет изобретательский уровень.

Более подробно сущность заявляемого состава для гидравлического разрыва пласта описывается следующими примерами.

Пример 1. В 371 мл (37,1 мас.%) воды затворяют 30 г (3 мас.%) глины, в следующих 371 мл (37,1 мас.%) воды - 8 г (0,8 мас.%) КМЦ. Приготовленные растворы оставляют на сутки для разбухания, после чего растворы смешивают и в образовавшуюся смесь приливают 20 мл (2,0 мас.%) неионогенного ПАВ марки ОП-10 и 221 мл или 200 г или 20 мас.% ( ρ = 0,905 г/см³) отработанных нефтепродуктов на основе нефтяных масел. Вспенивают состав после перемешивания.

Пескоудерживающая способность состава (ПУС) через 1 ч составляет 0,083 г/см³, через 5 ч 0,095 г/см³, кратность пены 2,7, пластическая вязкость 0,09 ПА•с, динамическое напряжение сдвига 3,00 Па•с, фильтратоотдача 4,5 см³/ 30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 98,5%.

Пример 2. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 4/40
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см³ берут 331 мл жидкости) - 30/300
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,2/12
Неионогенное ПАВ марки неонол 1013 - 2,5/25
Вода - 62,3/623
ПУС через 1 ч составляет 0,015 г/см³, через 5 ч 0,024 г/см³, кратность пены 2,1, пластическая вязкость 0,13 Па•с, динамическое напряжение сдвига 5,0 Па•с, фильтратоотдача 3,0 см³/30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 99,0%.

Пример 3. Проводят все операции так, как указано в примере N1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 3,5/35
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = = 0,095 г/см³ берут 276 мл жидкости) - 25/250
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,0/10
Неионогенное ПАВ марки синтанол ДС-10 - 2,3/23
Вода - 68,2/682
ПУС через 1 ч составляет 0,060 г/см³, через 5 ч 0,083 г/см³, кратность пены 2,2, пластическая вязкость 0,15 Па•с, динамическое напряжение сдвига 4,2 Па•с, фильтратоотдача 4,2 см³/30 мин, восстановление проницаемости после обработки пласта водой 98,8%.

Пример 4. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 2,9/29
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см³ берут 210 мл жидкости) - 19,0/190
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,7/7
Вода - 77,4/774
ПУС через 1 ч составляет 0,26 г/см³, через 5 ч наблюдают осадок, кратность пены 3,0, пластическая вязкость 0,07 Па•с, динамическое напряжение сдвига 2,80 Па•с, фильтратоотдача 5,2 см³/30 мин, восстановление проницаемости 98,0%.

Пример 5. Проводят все операции так, как указано в примере 1, и готовят пенообразующую систему следующего состава, мас.%/г:
Глина - 4,1/41
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел (при ρ = 0,905 г/см³ берут 342,5 жидкости) - 31,0/310
Карбоксиметилцеллюлоза - 1,3/13
Вода - 63,6/636
ПУС через 1 ч составляет 0,012 г/см³, через 5 ч 0,036 г/см³, кратность пены 2,2, пластическая вязкость 0,15 Па•с, динамическое напряжение сдвига 5,0 Па•с, фильтратоотдача 3,0 см³/30 мин, восстановление проницаемости 99,1%.

Содержание в составе глины в количестве менее 3 мас.%, отработанных нефтепродуктов на основе нефтяных масел в количестве менее 20 мас.%, карбоксиметилцеллюлозы в количестве менее 0,8 мас.%, неионогенного ПАВ в количестве менее 2,0 мас.% не эффективно, так как заметно снижает динамику пескоудерживающей способности, обусловленную резким снижением устойчивости пены за счет изменения реологических свойств.

Содержание в составе глины в количестве более 4 мас.%, отработанные нефтепродуктов на основе нефтяных масел в количестве более 30 мас.%, карбоксиметилцеллюлозы в количестве более 1,2 мас.%, неионогенного ПАВ в количестве более 2,5 мас.% экономически нецелесообразно, так как не способствует улучшению реологических свойств.

Заявляемый состав имеет ряд преимуществ по отношению к прототипу: динамика пескоудерживающей способности для песка более крупной фракции по сравнению с прототипом возрастает до 5 ч (у прототипа 2 ч), при этом сохраняются удовлетворительные реологические характеристики; состав легко вымывается водой и минимально загрязняет призабойную зону (коэффициент восстановления проницаемости составляет 98,5-99,0%), в то время как для восстановления проницаемости по прототипу требуется кислотная обработка, ухудшающая коллекторские свойства пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов при проведении гидроразрывов. Изобретение повышает пескоудерживающую способность, т. е. стабилизирует во времени способность полученной системы удерживать песок более крупной фракции за счет улучшения структурно-механических свойств образующейся пены. В 311,5 -371 мл (31,15 - 37,1 мас.%) воды затворяют 30 - 40 г (3 - 4 мас.%) глины, а в следующих 311,5 - 371 мл (31,15 - 37,1 мас.%) воды затворяют 8 - 12 г (0,8 - 1,2 мас.%) карбоксиметилцеллюлозы. Оставляют на сутки для разбухания и далее смешивают. К образовавшейся смеси приливают 20 - 25 мл (2,0 - 2,5 мас.%) неионогенного поверхностно-активного вещества и 221 - 331 мл (20 - 30 мас.%) отработанных нефтепродуктов на основе нефтяных масел (ρ = 0,905 г/см³). Состав вспенивают. 2 ил.

Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта, включающая водорастворимый полимер, поверхностно-активное вещество (ПАВ), загуститель и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел, а в качестве водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозу, в качестве ПАВ - неионогенное ПАВ, а в качестве загустителя - глину, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Глина - 3 - 4
Отработанные нефтепродукты на основе нефтяных масел - 20 - 30
Карбоксиметилцеллюлоза - 0,8 - 1,2
Неионогенное ПАВ - 2,0 - 2,5
Вода - Остальное9