жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта

Формула изобретения

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

Описание изобретения к патенту

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 - 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 - 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 - - 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.% ( = 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 ПАс, динамическое напряжение сдвига 3,00 Пас, 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 = 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 Пас, динамическое напряжение сдвига 5,0 Пас, 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 = = 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 Пас, динамическое напряжение сдвига 4,2 Пас, 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 = 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 Пас, динамическое напряжение сдвига 2,80 Пас, 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 = 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 Пас, динамическое напряжение сдвига 5,0 Пас, 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.