Эмульсионно-суспензионная бинарная термохимическая композиция для гидравлического разрыва пласта, способ ее получения и способ ее использования Российский патент 2024 года по МПК C09K8/592 C09K8/584 E21B43/27 

Заявленная группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована как в горизонтальных, так и в вертикальных скважинах. Конкретно - группа изобретений относится к эмульсионно-суспензионным бинарным термохимическим композициям (далее - ЭСБТХК) для гидравлического разрыва пласта, способам получения указанных композиций и способам их применения для гидравлического разрыва пласта, и применяется в нефтегазодобывающей промышленности для повышения эффективности разработки залежей углеводородов, в частности может быть применено для гидравлического разрыва в пластах с температурой не выше 40°С, особенно осложнённых формированием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и снижением подвижности нефти. Заявленное техническое решение обладает стабильностью ЭСБТХК высокой вязкости с необходимой вязкостной характеристикой для выполнения ГРП, в том числе удержания пропанта и его транспорта в образовавшуюся трещину при заданных температурах, обеспечивая сочетание традиционного гидравлического разрыва пласта и термохимическое воздействие на трещину и прилегающие участки пласта при кислотной активации термохимической реакции.

Далее в тексте заявителем приведена расшифровка терминов, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы, по существу.

ЭСБТХК - эмульсионно-суспензионная бинарная термохимическая композиция

ГРП - гидравлический разрыв пласта.

Дизайн ГРП - результаты физико-математического проектирования процесса ГРП с визуализацией геометрии трещины, характера наполнения пропантной пачки и технологических характеристик процесса ГРП: расходов, давления, объемов и т.д.

НКТ - насосно-компрессорные трубы.

ПЗП - призабойная зона пласта.

ГОС - горюче-окислительный состав.

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения.

ПАВ - поверхностно-активные вещества.

Пропант - гранулообразный материал, который используется для закрепления (предупреждения смыкания под действием горного давления) трещин, создаваемых в ходе ГРП.

Пропантная пачка - объем пропанта, заполняющий трещину ГРП и служащий высокопроницаемым проводником для последующего притока пластового флюида.

ПАА (полиакриламид) - общее название группы полимеров и сополимеров на основе акриламида и его производных.

Цвиттер-ионные ПАВ - ПАВ, которые содержат в молекулах две противоположно заряженные группы. Положительный заряд почти всегда обеспечивается аммониевой группой, а отрицательно заряженные группы могут быть разные; чаще всего отрицательный заряд обеспечивает карбоксилат-ион. Такие ПАВ нередко относят к амфотерным, но, как отмечалось выше, эти термины не идентичны. Заряды амфотерного ПАВ изменяются в зависимости от рН, при этом при переходе от кислых к щелочным рН изменяется тип ПАВ от катионного через цвиттер-ионное до анионного. Ни кислотные, ни основные группы не несут постоянного заряда, и цвиттер-ионом такой ПАВ становится только в определенном интервале рН. Изменение заряда с изменением рН амфотерного ПАВ влияет на такие его свойства, как пенообразующая и смачивающая способности, моющее действие, т. е. главные свойства ПАВ оказываются зависимыми от рН. В изоэлектрической точке физико-химические свойства таких ПАВ аналогичны свойствам неионных ПАВ. Ниже и выше изоэлектрической точки происходит постепенный сдвиг к катионному или анионному характеру ПАВ соответственно.

Анализ существующего уровня техники в заявленной области техники показал следующее.

Традиционной технологией совершенствования добычи трудноизвлекаемых запасов является применение ГРП на различных вязкостных системах, решающих задачу создания избыточного давления при контролируемых утечках в пласт и создания условий расклинивания пластов жидкостью, т.е. гидроразрыва пласта с последующим закреплением трещины в раскрытом состоянии инертным наполнителем пропантом и очисткой образовавшейся трещины для создания необходимой проводимости пропантной пачки.

При этом технологические жидкости решают задачу создания ГРП без дополнительной обработки прилегающих к трещине участков, которые также могут быть подвержены влиянию фильтрации вязкостных систем, т.е. ухудшению проводимости прилегающих к трещине участков. Данная задача актуальна в пластах, имеющих температуру до 40 °С, т.к. именно в этих пластах происходит снижение подвижности нефти и создаются условия формирования АСПО. Температура до 40 °С обеспечивает стабильность и сохранение свойств ЭСБТХК высокой вязкости.

Известно изобретение (патент RU 2192543 С1, МПК Е21 В43/22,43/25, опубл. 10.11.2002), относящееся к нефтедобывающей промышленности, в частности к горючекислительным составам (ГОС), предназначенным для термохимической обработки ПЗП, которые могут быть использованы для активации или возобновления нефтяных скважин, продуктивность которых снижена из-за парафиногидратных и асфальтосмолистых отложений, кольматирующих фильтрационные каналы и нарушающих связь скважины с флюидонесущим пластом. ГОС для термохимической обрaботки призaбойной зоны плaстa содержит, мaс.%: селитру 2,0-25,0 и комплексное соединение aзотной кислоты с оргaническим соединением - остaльное, в кaчестве оргaнического соединения - aлкaнолaмин из рядa: атaнолaмин, диатaнолaмин, триатaнолaмин, связaнный с aзотной кислотой в эквимолярном соотношении. Причем он содержит селитру aммиaчную, кaлиевую, нaтриевую или кaльциевую, предпочтительно aммиaчную, a тaкже этaнолaмин, возможно дополнительно целевые добaвки из рядa: пермaнгaнaт кaлия, изопропилметaкaрборaн, уксуснaя кислотa, в количестве не более 3% от мaссы исходных компонентов.

Недостатком известного изобретения является сложность приготовления известной композиции, т.к. приготовление предусматривает последовательное смешение водных растворов из пяти компонентов (по сравнению с четырьмя компонентами заявленного состава) при их перемешивании с одновременным и постоянным охлаждением; ограниченная растворимость активных компонентов в воде, т.к. система представляет собой ньютоновскую жидкость, то есть она легко смешивается с пластовыми системами, особенно при фильтрации в пористую среду, тем самым меняя свою концентрацию и способность к активации системы, а также снижая результативность, по сравнению с заявленным изобретением.

Известно изобретение (патент RU №2527437, МПК Е21В 43/263, опубл. 27.03.2014 Бюл. №24), которое может быть применено для термохимического разрыва пласта. Способ заключается в использовании энергии окислительной реакции ГОС, инициируемой инициатором реакции, для разрыва пласта и протекающая в призабойной удаленной от скважины зоне пласта. При этом катализатор, горючее и инициатор применяются в виде растворов в воде. Технический результат заключается в повышении эффективности работ по разрыву пласта и созданию сети протяженных трещин, позволяющих существенно повысить продуктивность нефтяных и газовых скважин.

Недостатком известного изобретения является применение водных растворов, которые, фильтруясь в пористую среду, насыщенную пластовым флюидом, неизбежно будут терять концентрацию, которая приведет к значительному уменьшению давления и температуры. Кроме этого, недостатками являются сложность процесса, предусматривающего подбор концентрации инициатора реакции, осуществляемый в каждом случае перед проведением работ; временные ограничения, связанные началом реакции, и необходимость охлаждения растворов до 20°С усложняют процесс проведения работ, и, как следствие, повышают их стоимость. Отсутствие закрепления трещины, образовавшейся при термохимическом разрыве, может привести к смыканию и потере проводимости трещины.

Известен способ (пат. РФ RU 2721200, опубл. 18.5.2020 Бюл.№14), который относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам термохимической обработки нефтяного пласта. Сущностью является одновременная или последовательная закачка двух водных растворов, представляющих собой термохимический состав, в объемном соотношении 1:1. Первый водный раствор содержит компоненты, мас. %: нитрат аммония - 30-40, сульфаминовая кислота - 8-12, гидрокарбонат аммония - 5-10, вода пресная - остальное, второй - нитрит натрия с концентрацией 40-45 мас. %. После закачки водных растворов осуществляют последовательную закачку кислотного состава, содержащего ингибированную соляную кислоту с концентрацией 60 мас. %, сульфаминовую кислоту - 2 мас. %, уксуснокислый аммоний - 3 мас. %, неонол АФ9-12 - 0,15 мас. %, воду пресную - остальное, и высоковязкого полимерного состава. Высоковязкий полимерный состав включает компоненты, мас. %: полиакриламид - 0,1-0,6, 10%-ный раствор хромокалиевых квасцов - 0,1-0,6, воду пресную - остальное. Термохимический состав, кислотный состав и высоковязкий полимерный состав закачивают в объемном соотношении 1:(0,5-2): (0,5-1), продавливают их в пласт водой, останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью 4 ч и возобновляют заводнение. Для высокоприёмистых скважин до закачки термохимического состава осуществляют закачку высоковязкого полимерного состава при их объемном соотношении 1:(1-3).

Недостатком известного изобретения является:

- многокомпонентность термохимического состава, содержащего пять различных химических реагентов, активатора, содержащего шесть компонентов, из которых два - это кислотные составы, доставляемые на скважину в отдельных емкостях;

- многоэтапность процесса закачки с продолжительной технологической выдержкой 4 часа, которая усложняет процесс проведения работ и как следствие повышает стоимость работ;

- ввод в пласт полимера для управления поглощением пласта может загрязнить пласт и создать техногенные кольматанты.

Таким образом, выявленной технической проблемой, решаемой заявленным изобретением, является:

1 - многокомпонентность и многостадийность процессов приготовления;

2 - невозможность совмещения задачи гидроразрыва пласта и термохимической обработки трещины и прилегающих к трещине участков едиными технологическими многофункциональными жидкостями, ввиду использования водных рассолов в качестве жидкостей носителей активных компонентов бинарных солей, которые, вследствие малой вязкости, не позволяют удерживать пропант и интенсивно фильтруются в пласт, не обеспечивая роста давления в призабойной зоне, т.е. реология бинарных систем (вязкостная характеристика) не позволяет обеспечить необходимое фильтрационное сопротивление для разрыва пласта ввиду утечек и, как следствие, ГРП невозможно при существующих технических характеристиках (расходе и давлении) специальной техники выполнения ГРП;

3 - используемые бинарные системы подвержены снижению концентрации активных бинарных компонентов ввиду взаимодействия с пластовыми флюидами, а в частности разбавлению при фильтрации в пористой среде, насыщенной пластовым флюидом, а также ограниченным проникновением рассолов вследствие фазовой проницаемости, действию капиллярных сил в пористой среде, связанной водонасыщенности и т.д., вследствие чего значительно уменьшаются термодинамические характеристики экзотермической реакции бинарных систем, в частности - давление и температура;

4 - при применении полимерных компонентов в бинарных системах для ограничения утечек в пласт возможно дополнительное загрязнение пластов вследствие низкой деструкции полимера, повторной сшивки полимеров, т.е. появления техногенного кольматанта в виде продуктов, использованных для повышения вязкости системы, например, полимеров, ПАА, вследствие чего снижается эффективность ГРП за счет снижения проводимости трещины ГРП;

5 - реология, в частности свойство рассолов бинарных систем, где тиксотропия не позволяет обеспечить удержание необходимого количество пропанта во взвешенном состоянии в жидкости для перекачки и переноса вглубь образовавшейся трещины в следствии седиментационного осаждения в ньютоновской жидкости гранул пропанта; вследствие чего увеличиваются риски получения СТОПА при ГРП, снижается заполняемость трещины ГРП пропантом, возможно смыкание трещины и снижение ее проводимости.

Выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по отдельным совпадающим признакам, поэтому прототип не выявлен и формула изобретения составлена без ограничительной части.

Для устранения выявленной технической проблемы заявителем разработана ЭСБТХК высокой вязкости для гидравлического разрыва пласта, способ его получения и способ применения, позволяющие одновременно быть жидкостями, соответствующими требованиям выполнения традиционных ГРП, и быть активной термохимической композицией, активируемой закачкой инициатора реакции - кислоты (сульфаминовой кислоты или соляной кислоты) после ГРП.

Техническим результатом заявленного технического решения является:

1 - снижение количества используемых реагентов до пяти, два из которых являются насыщающими солями для образования эмульсионной системы и обеспечивают инертность системы до активации кислотным составом;

2 - возможность осуществления ГРП многофункциональной ЭСБТХК высокой вязкости, обладающей необходимыми вязкоупругими свойствами, способностью удерживать пропант во взвешенном состоянии для транспортирования ее в глубину трещины и возможностью активации термобарохимической реакции после закачки композиции в трещину ГРП с выделением тепла и созданием избыточного давления, т.е. увеличение площади и глубины воздействия на трещины ГРП за счет образования сети разветвленных и проводимых трещин при комбинированном гидравлическом разрыве и термохимическом воздействии;

3 - разогрев трещины ГРП и зоны прилегающей к трещине при активации термохимической реакции при контакте с сульфаминовой или соляной кислотой, растворение минералогической составляющей пород, растрескивание пород, очистка пропантной пачки, выделение и растворении в нефти углекислого газа и азота и, как следствие, и возможность снижения вязкости нефти, прилегающей к зоне ГРП, без потери концентрации бинарных солей за счет удержания ЭСБТХК в трещине без разбавления пластовыми флюидами;

4 - исключение полимерной составляющей в бинарных системах для обеспечения вязкости эмульсионной системы и, как следствие, снижение техногенной нагрузки на пласты и трещину;

5 - высокая удерживающая способность ЭСБТХК высокой вязкости за счет возможности удерживать и переносить пропант вглубь трещины для её закрепления.

Сущностью заявленного изобретения является эмульсионно-суспензионная бинарная термохимическая композиция высокой вязкости, состоящая из эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов 10-25 об.%, цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества 1-2 об.%, пресная техническая вода 73-89 об.% – итого 100 об.%; насыщающих бинарных солей из ряда нитрит натрия – 30-40 мас.%. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты – 7,5-10 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или 15-20 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой. Способ получения эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по п.1, заключающийся в том, что готовят эмульсионно-жидкостную основу, для чего берут углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов 10-25 об.%, добавляют при постоянном перемешивании цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества 1-2 об.%, далее добвляют при постоянном перемешивании пресную техническую воду 73-89 об.% и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения; далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли из ряда нитрит натрия 30-40 мас.%. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты 7,5-10 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или диамид угольной кислоты 15-20 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой, перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости. Применение эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции по п.1 для гидравлического разрыва пласта, заключающееся в том, что составляют дизайн гидравлического разрыва пласта, далее рассчитывают необходимые параметры трещины гидравлического разрыва пласта, спускают в вертикальную или горизонтальную скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером, выполняют посадку пакера над интервалом, подлежащего гидроразрыву, выполняют приготовление и закачку эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по п.1 для разрыва пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб через скважину до образования трещины в пласте, выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции с пропантом, выполняют закрытие скважины и ожидают спад давления, далее выполняют активацию эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции, для чего закачивают кислотный состав - сульфаминовую или соляную кислоту в количестве согласно дизайну гидравлического разрыва пласта до полной активации термохимической реакции с образованием сети дополнительных трещин, далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны насосно-компрессорных труб из скважины.

Заявленное изобретение иллюстрируется Фиг. 1 - Фиг. 4.

На Фиг. 1 представлена принципиальная схема выполнения ГРП с использованием ЭСБТХК высокой вязкости, где:

1 - вертикальная скважина,

2 - колонна НКТ,

3 - пакер,

4 - интервал перфорации,

5 - трещина в пласте,

6 - пропантная пачка,

7 - сеть дополнительных трещин.

На Фиг. 2 представлена характеристика скорости сдвига и вязкости ЭСБТХК при реологических исследованиях по Примеру 1.

На Фиг. 3 представлена стабильность ЭСБТХК через 1, 3, 6, 9, 24 часа. ЭСБТХК обладает устойчивостью к разрушению на протяжении длительного периода (более 24 часов).

На Фиг. 4 представлена удерживающая способность ЭСБТХК для пропанта фракции 16/20 в объеме загрузки 800кг/м³ через 1, 3, 6 часов.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Далее заявителем приведены сведения об используемых реагентах.

Нитрит натрия NaNO₂ является товарным продуктом, например, по ГОСТ 19906-74.

Диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO, например, по ГОСТ 2081-92.

Кислота сульфаминовая NH₂SO₂OH, например, по ГОСТ 5821-78.

Кислота соляная HCl, например, по ГОСТ 2081-92.

Цвиттер-ионные ПАВ Олеиламидопропилбетаины

Цвиттер-ионные ПАВ Олеиламидопропилдиметиамин

Цвиттер-ионные ПАВ Олеиламидопропилдиметиламинбетаин

Цвиттер-ионные ПАВ Олеиламидопропилдиметиламмония

Топливо дизельное, например, по ГОСТ 305-82.

Уравнение реакции при активации ЭСБТХК закачкой сульфаминовой кислоты

Уравнение реакции при активации ЭСБТХК закачкой соляной кислоты

Далее заявителем приведено описание получения заявленной ЭСБТХК высокой вязкости заявленным способом.

Сначала готовят эмульсионно-жидкостную основу, для чего:

- берут углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов в количестве 10-25 об.%,

- добавляют при постоянном перемешивании цвиттер-ионные ПАВ, например, олеиламидопропилбетаины, олеиламидопропилдиметиламинбетаин, олеиламидопропил-диметиламмония олеиламидопропилдиметиамин, в количестве 1-2 об.%,

- далее добавляют при постоянном перемешивании пресную техническую воду в количестве 73-89 об.% и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения;

- далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли из ряда:

нитрит натрия в количестве 30-40 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы,

и диамид угольной кислоты в количестве 7,5-10 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или диамид угольной кислоты в количестве 15-20 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой,

перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости.

Получают заявленную ЭСБТХК состоящую из:

эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов 10-25 об.%, цвиттер-ионные ПАВ 1-2 об.%, пресная техническая вода 73-89 об.% - итого 100 об.%;

насыщающих бинарных солей из ряда нитрит натрия - 30-40 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 7,5-10 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или 15-20 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой.

Далее заявителем приведено описание использования заявленной ЭСБТХК высокой вязкости заявленным способом:

- составляют дизайн ГРП, например, на известных симуляторах,

- далее расчитывают необходимые параметры трещины ГРП, например, длина, ширина, высота,

- спускают в вертикальную или горизонтальную скважину колонны НКТ с пакером, выполняют посадку пакера над интервалом, подлежащего гидроразрыву,

- выполняют приготовление и закачку ЭСБТХК высокой вязкости для разрыва пласта закачкой по колонне НКТ через скважину до образования трещины в пласте - на стандартном технологическом оборудовании, например, флота ГРП,

- выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей ЭСБТХК с пропантом в соответствии с составленным ранее дизайном ГРП,

- выполняют закрытие скважины и ожидают спад давления,

- далее выполняют активацию ЭСБТХК, для чего закачивают кислотный состав - сульфаминовую или соляную кислоту в количестве согласно дизайну ГРП до полной активации термохимической реакции с образованием сети дополнительных трещин,

- далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, далее выполняют срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Далее проводят освоение скважины и добычу нефти известными способами.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.

ЭСБТХК готовят на поверхности в смесительной установке для ГРП (блендере) или на верхнеприводной мешалке при оборотах, например, 500 об/мин.

Пример 1. Получение заявленной ЭСБТХК высокой вязкости заявленным способом с содержанием солярки 15 об.%, олеиламидопропилбетаин 1 об.%, пресная техническая вода 84 об.% - итого 100 об.%, нитрит натрия - 40 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 10 мас. %.

Приготовление эмульсионно-жидкостной основы ЭСБТХК провели в расчете на 1 м³.

В углеводородную жидкость, например, солярку в количестве 15 об.%, например, 150 л добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилбетаин в количестве 1 об.%, например, 10 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут.

Далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 84 об.%, например, 840 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут. В результате перемешивания получается вязкая однородная эмульсионно-жидкостная основа, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения. Получили 970 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы.

Далее выполняют насыщение вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы насыщающими бинарными солями.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 40 мас% от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 388 кг, и диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 10 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 97 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости.

Получают заявленную ЭСБТХК состоящую из:

эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость солярку 15 об.%, цвиттер-ионный ПАВ олеиламидопропилбетаин 1 об.%, пресную техническую воду 84 об.% - итого 100 об.%;

нитрит натрия - 40 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 10 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы для дальнейшей активации в скважине сульфаминовой кислотой.

Пример 2. Получение заявленной ЭСБТХК высокой вязкости заявленным способом с содержанием керосина 10 об.%, олеиламидопропилдиметиамин 1 об.%, пресная техническая вода 89 об.% - итого 100 об.%, нитрит натрия - 30 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 7,5 мас. %.

Приготовление эмульсионно-жидкостной основы ЭСБТХК провели в расчете на 1 м³.

В углеводородную жидкость, например, керосин в количестве 10 об.%, например, 100 л добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилдиметиамин в количестве 1 об.%, например, 10 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут.

Далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 89 об.%, например, 890 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут. В результате перемешивания получается вязкая однородная эмульсионно-жидкостная основа, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения. Получили 980 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы.

Далее выполняют насыщение вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы насыщающими бинарными солями.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 30 мас% от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 294 кг, и диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 7,5 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 73,5 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости.

Получают заявленную ЭСБТХК состоящую из:

эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость керосин 10 об.%, цвиттер-ионный ПАВ олеиламидопропилдиметиамин 1 об.%, пресную техническую воду 89 об.% - итого 100 об.%;

нитрит натрия - 30 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 7,5 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы для дальнейшей активации в скважине сульфаминовой кислотой.

Пример 3. Получение заявленной ЭСБТХК высокой вязкости заявленным способом с содержанием смеси ароматических углеводородов 10 об.%, олеиламидопропилдиметиламинбетаин 1 об.%, пресная техническая вода 89 об.% - итого 100 об.%, нитрит натрия - 30 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 15 мас. %.

Приготовление эмульсионно-жидкостной основы ЭСБТХК провели в расчете на 1 м³.

В углеводородную жидкость, например, смесь ароматических углеводородов в количестве 10 об.%, например, 100 л добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилдиметиламинбетаин в количестве 1 об.%, например, 10 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут.

Далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 89 об.%, например, 890 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут. В результате перемешивания получается вязкая однородная эмульсионно-жидкостная основа, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения. Получили 980 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы.

Далее выполняют насыщение вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы насыщающими бинарными солями.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 30 мас% от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 294 кг, и диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 15 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 147 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости.

Получают заявленную ЭСБТХК состоящую из:

эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость смеси ароматических углеводородов 10 об.%, цвиттер-ионный ПАВ олеиламидопропилдиметиламинбетаин 1 об.%, пресную техническую воду 89 об.% - итого 100 об.%;

нитрит натрия - 30 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 15 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы для дальнейшей активации в скважине соляной кислотой.

Пример 4. Получение заявленной ЭСБТХК высокой вязкости заявленным способом с содержанием смеси ароматических углеводородов 25 об.%, олеиламидопропилдиметиламмония 2 об.%, пресная техническая вода 73 об.% - итого 100 об.%, нитрит натрия - 40 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 20 мас. %.

Приготовление эмульсионно-жидкостной основы ЭСБТХК провели в расчете на 1 м³.

В углеводородную жидкость, например, смесь ароматических углеводородов в количестве 25 об.%, например, 250 л добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилдиметиламмония в количестве 2 об.%, например, 20 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут.

Далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 73 об.%, например, 730 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут. В результате перемешивания получается вязкая однородная эмульсионно-жидкостная основа, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения. Получили 940 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы.

Далее выполняют насыщение вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы насыщающими бинарными солями.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 40 мас% от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 376 кг, и диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 20 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы, например, 188 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости.

Получают заявленную ЭСБТХК, состоящую из:

эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость смеси ароматических углеводородов 25 об.%, цвиттер-ионный ПАВ олеиламидопропилдиметиламмония 2 об.%, пресную техническую воду 73 об.% - итого 100 об.%;

нитрит натрия - 40 мас. %. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты - 20 мас. % от массы эмульсионно-жидкостной основы для дальнейшей активации в скважине соляной кислотой.

Пример 5. Использование заявленной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по Примеру 1 (Фиг. 1).

Составляют дизайн ГРП, например, на симуляторе РН-ГРИД.

Далее рассчитывают необходимые параметры трещины ГРП, например, полудлина трещина, высота трещины, ширина трещины. Получили значения: полудлина 138,61 м, высота трещины 66,32 м, ширина трещины 3,37мм.

Спускают в вертикальную скважину 1 колонны НКТ 2 с пакером 3, выполняют посадку пакера над интервалом 4, подлежащего гидроразрыву.

Выполняют приготовление ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 1, проводят реологические исследования и определяют характеристику скорости сдвига и вязкости ЭСБТХК (Фиг. 2). Для исследования вязкости ЭСБТХК при температуре 40 °С был использован ротационный вискозиметр VISCOLEAD ONE Fungilab. Получили показатель вязкости, равный 400 мПа*с. На Фиг. 3 представлена стабильность ЭСБТХК через 1, 3, 6, 9, 24 часа. Видно, что ЭСБТХК обладает устойчивостью к разрушению на протяжении длительного периода (более 24 часов).

Выполняют закачку ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 1 для разрыва пласта закачкой по колонне НКТ через скважину до образования трещины в пласте 5. По составленному дизайну ГРП закачено 262,785 м³ ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей ЭСБТХК с пропантом 6, например, фракции 16/20. На Фиг. 4 представлена удерживающая способность ЭСБТХК для пропанта фракции 16/20 в объеме загрузки 800кг/м³ через 1, 3, 6 часов. Видно, что в течение 2-х часов сохраняется полное удержание пропанта в ЭСБТХК высокой вязкости, что подтверждает пропантоудерживающую способность заявленной ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрытие скважины на линии нагнетания ЭСБТХК высокой вязкости, и ожидают спад давления, например, 12 часов.

Далее выполняют активацию ЭСБТХК, для чего закачивают кислотный состав - сульфаминовую кислоту в количестве согласно дизайну ГРП, например, 30 об.% от объема ЭСБТХК, до полной активации термохимической реакции (до окончания роста давления в скважине) с образованием сети дополнительных трещин 7.

Далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Далее проводят освоение скважины и добычу нефти известными способами.

Пример 6. Использование заявленной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по Примеру 2 (Фиг. 1).

Составляют дизайн ГРП, например, на симуляторе РН-ГРИД.

Далее рассчитывают необходимые параметры трещины ГРП, например, полудлина трещина, высота трещины, ширина трещины. Получили значения: полудлина 140,21 м, высота трещины 84,12 м, ширина трещины 3,31 мм.

Спускают в вертикальную скважину 1 колонны НКТ 2 с пакером 3, выполняют посадку пакера над интервалом 4, подлежащего гидроразрыву.

Выполняют приготовление ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 2, проводят реологические исследования и определяют характеристику скорости сдвига и вязкости ЭСБТХК, Для исследования вязкости ЭСБТХК при температуре 40 °С был использован ротационный вискозиметр VISCOLEAD ONE Fungilab. Получили показатель вязкости, равный 400 мПа*с.

Выполняют закачку ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 2 для разрыва пласта закачкой по колонне НКТ через скважину до образования трещины в пласте 5. По составленному дизайну ГРП закачено 341 м³ ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей ЭСБТХК с пропантом 6, например, фракции 16/20, что подтверждает пропантоудерживающую способность заявленной ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрытие скважины на линии нагнетания ЭСБТХК высокой вязкости, и ожидают спад давления, например, 15 часов.

Далее выполняют активацию ЭСБТХК, для чего закачивают кислотный состав - сульфаминовую кислоту в количестве согласно дизайну ГРП, например, 30 об.% от объема ЭСБТХК, до полной активации термохимической реакции (до окончания роста давления в скважине) с образованием сети дополнительных трещин 7.

Далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Далее проводят освоение скважины и добычу нефти известными способами.

Пример 7. Использование заявленной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по Примеру 3 (Фиг. 1).

Составляют дизайн ГРП, например, на симуляторе РН-ГРИД.

Далее рассчитывают необходимые параметры трещины ГРП, например, полудлина трещина, высота трещины, ширина трещины. Получили значения: полудлина 121,21 м, высота трещины 59,32 м, ширина трещины 2,95 мм.

Спускают в вертикальную скважину 1 колонны НКТ 2 с пакером 3, выполняют посадку пакера над интервалом 4, подлежащего гидроразрыву.

Выполняют приготовление ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 3, проводят реологические исследования и определяют характеристику скорости сдвига и вязкости ЭСБТХК. Для исследования вязкости ЭСБТХК при температуре 40 °С был использован ротационный вискозиметр VISCOLEAD ONE Fungilab. Получили показатель вязкости, равный 365 мПа*с.

Выполняют закачку ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 3 для разрыва пласта закачкой по колонне НКТ через скважину до образования трещины в пласте 5. По составленному дизайну ГРП закачено 285,21 м³ ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей ЭСБТХК с пропантом 6, например, фракции 16/20, что подтверждает пескоудерживающую способность заявленной ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрытие скважины на линии нагнетания ЭСБТХК высокой вязкости, и ожидают спад давления, например, 20 часов.

Далее выполняют активацию ЭСБТХК, для чего закачивают кислотный состав - соляную кислоту в количестве согласно дизайну ГРП, например, 30 об.% от объема ЭСБТХК, до полной активации термохимической реакции (до окончания роста давления в скважине) с образованием сети дополнительных трещин 7.

Далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Далее проводят освоение скважины и добычу нефти известными способами.

Пример 8. Использование заявленной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по Примеру 4 (Фиг. 1).

Составляют дизайн ГРП, например, на симуляторе РН-ГРИД.

Далее рассчитывают необходимые параметры трещины ГРП, например, полудлина трещина, высота трещины, ширина трещины. Получили значения: полудлина 150,71 м, высота трещины 74,24 м, ширина трещины 3,52 мм.

Спускают в вертикальную скважину 1 колонны НКТ 2 с пакером 3, выполняют посадку пакера над интервалом 4, подлежащего гидроразрыву.

Выполняют приготовление ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 4, проводят реологические исследования и определяют характеристику скорости сдвига и вязкости ЭСБТХК, Для исследования вязкости ЭСБТХК при температуре 40 °С был использован ротационный вискозиметр VISCOLEAD ONE Fungilab. Получили показатель вязкости, равный 390 мПа*с.

Выполняют закачку ЭСБТХК высокой вязкости по Примеру 4 для разрыва пласта закачкой по колонне НКТ через скважину до образования трещины в пласте 5. По составленному дизайну ГРП закачено 321,5 м³ ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей ЭСБТХК с пропантом 6, например, фракции 16/20, что подтверждает пропантоудерживающую способность заявленной ЭСБТХК высокой вязкости.

Выполняют закрытие скважины на линии нагнетания ЭСБТХК высокой вязкости, и ожидают спад давления, например, 24 часов.

Далее выполняют активацию ЭСБТХК, для чего закачивают кислотный состав - соляную кислоту в количестве согласно дизайну ГРП, например, 30 об.% от объема ЭСБТХК, до полной активации термохимической реакции (до окончания роста давления в скважине) с образованием сети дополнительных трещин 7.

Далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны НКТ из скважины.

Далее проводят освоение скважины и добычу нефти известными способами.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем решена техническая проблема и достигнут заявленный технический результат, а именно:

1 - снижено количество используемых реагентов до пяти, два из которых являются насыщающими солями для образования эмульсионной системы и обеспечивают инертность системы до активации кислотным составом;

2 - достигнута возможность осуществления ГРП многофункциональной ЭСБТХК высокой вязкости, обладающей необходимыми вязкоупругими свойствами, способностью удерживать пропант во взвешенном состоянии для транспортирования ее в глубину трещины и возможностью активации термобарохимической реакции кислотным составом после закачки композиции в трещину ГРП с выделением тепла и созданием избыточного давления выделяемыми газами, как очевидно специалисту из данной области техники растворение АСПО, т.е. увеличение площади и глубины воздействия на трещины ГРП за счет образования сети разветвленных и проводимых трещин при комбинированном гидравлическом разрыве и термохимическом воздействии;

3 - достигнут разогрев трещины ГРП и зоны прилегающей к трещине при активации термохимической реакции при контакте с сульфаминовой или соляной кислотой, растворение минералогической составляющей пород, растрескивание пород, очистка пропантной пачки, выделение и растворении в нефти углекислого газа и азота и, как следствие, и возможность снижения вязкости нефти, как очевидно специалисту из данной области техники, прилегающей к зоне ГРП, без потери концентрации бинарных солей за счет удержания ЭСБТХК в трещине без разбавления пластовыми флюидами;

4 - исключена необходимость использования полимерной составляющей для достижения необходимой вязкости системы в ЭСБТХК (по сравнению с известными аналогами), что позволяет снизить техногенную нагрузку на пласт и трещину, т.к. при кислотной активации ЭСБТХК исключаются не растворимые осадки, что очевидно специалисту из данной области техники т.к. система состоит из ПАВ и жидкостей совместимых с пластовыми;

5 - обеспечена высокая удерживающая способность ЭСБТХК высокой вязкости за счет удержания и переноса пропанта вглубь трещины для её закрепления.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники заявителем не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью существенных признаков.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, поскольку не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, и не установлена известность влияния отличительных признаков на заявленный технический результат.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», предъявляемой к изобретениям, так как может быть изготовлена на стандартном оборудовании с использованием известных материалов и деталей.

Заявленная группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована как в горизонтальных, так и в вертикальных скважинах. Предложена эмульсионно-суспензионная бинарная термохимическая композиция высокой вязкости для гидравлического разрыва пласта, состоящая из эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов 10-25 об.%, цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества 1-2 об.%, пресная техническая вода 73-89 об.% – итого 100 об.%, а также насыщающих бинарных солей из ряда нитрит натрия – 30-40 мас.%. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты – 7,5-10 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или 15-20 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой; способ получения предложенной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости и применение предложенной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости для гидравлического разрыва пласта. Технический результат – снижение количества используемых реагентов до пяти, возможность осуществления ГРП многофункциональной ЭСБТХК высокой вязкости, снижения вязкости нефти, прилегающей к зоне ГРП, без потери концентрации бинарных солей за счет удержания ЭСБТХК в трещине без разбавления пластовыми флюидами, снижение техногенной нагрузки на пласты и трещину и высокая удерживающая способность ЭСБТХК высокой вязкости за счет возможности удерживать и переносить пропант вглубь трещины для её закрепления. 3 н.п. ф-лы, 4 ил., 8 пр.

1. Эмульсионно-суспензионная бинарная термохимическая композиция высокой вязкости, состоящая из

эмульсионно-жидкостной основы, включающей углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов 10-25 об.%, цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества 1-2 об.%, пресная техническая вода 73-89 об.% – итого 100 об.%;

насыщающих бинарных солей из ряда нитрит натрия – 30-40 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты – 7,5-10 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или 15-20 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой.

2. Способ получения эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по п.1, заключающийся в том, что

– готовят эмульсионно-жидкостную основу, для чего берут углеводородную жидкость из ряда солярка, керосин, смесь ароматических углеводородов 10-25 об.%, добавляют при постоянном перемешивании цвиттер-ионные поверхностно-активные вещества 1-2 об.%, далее добавляют при постоянном перемешивании пресную техническую воду 73-89 об.% и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы, которую далее взвешивают для перехода на массовые соотношения;

– далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли из ряда нитрит натрия 30-40 мас.%. от массы эмульсионно-жидкостной основы, диамид угольной кислоты 7,5-10 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации сульфаминовой кислотой, или диамид угольной кислоты 15-20 мас.% от массы эмульсионно-жидкостной основы при активации соляной кислотой, перемешивание продолжают до получения однородной эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости.

3. Применение эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции по п.1 для гидравлического разрыва пласта, заключающееся в том, что

– составляют дизайн гидравлического разрыва пласта,

– далее рассчитывают необходимые параметры трещины гидравлического разрыва пласта,

– спускают в вертикальную или горизонтальную скважину колонну насосно-компрессорных труб с пакером, выполняют посадку пакера над интервалом, подлежащего гидроразрыву,

– выполняют приготовление и закачку эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции высокой вязкости по п.1 для разрыва пласта закачкой по колонне насосно-компрессорных труб через скважину до образования трещины в пласте,

– выполняют закрепление образовавшейся трещины путем закачки несущей эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции с пропантом,

– выполняют закрытие скважины и ожидают спад давления,

– далее выполняют активацию эмульсионно-суспензионной бинарной термохимической композиции, для чего закачивают кислотный состав – сульфаминовую или соляную кислоту в количестве согласно дизайну гидравлического разрыва пласта до полной активации термохимической реакции с образованием сети дополнительных трещин,

– далее стравливают остаточное устьевое давление до атмосферного, выполняют разгерметизацию устья скважины, срыв пакера и подъем колонны насосно-компрессорных труб из скважины.