Состав для гидравлического разрыва пласта

Состав для гидравлического разрыва пласта

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к горной промышленности. Цель - расширение интервала рабочих температур до 65°С при последующей температурной деструкции при 85°С. Состав содержит углеводородную жидкость, ПАВ и воду. При этом в качестве углеводородной жидкости используют обезвоженную дегазированную нефть с плотностью от 720 до 900 кг/м<SP POS="POST">3</SP> при содержании парафинов до 6% и асфальтено-смолистых веществ до 35%. Вязкость нефти при 20°С - до 30 мПа<SP POS="POST">.</SP>с. В качестве ПАВ используют деэмульгаторы неионогенного типа, а в качестве воды применяют пластовую или пресную воду. 2 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (si>s Е 21 В 43/26

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4390955/23-03 (22) 07.01,88 (46) 07.10.90. Бюл, М 37

{71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) П,M.Óñà÷åB, Н.В.Крикунов, Г.С.Киселева, А.Х.Гаппоева, Jl.À.Ìàãàäoâà, Ф.Ф.Галиев, В.В.Сысков, О.Т.Сердюков, В.А,Шумилов и Р,Г.Исмагилов (53) 622.295 (088.8) (56) Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. M,: Недра, 1966.

Авторское свидетельство СССР

N- 731988, кл. В 01 F 17/00, 1977. (54) СОСТАВ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО

РАЗРЫВА ПЛАСТА

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, являющимся гидрофобными эмульсиями; применяющимся для гидравлического разрыва нефтяных и газовых пластов, бурения скважин, глушения и консервации скважин, проведения перфорационных работ в скважинах, а также для ограничения водопритоков. . Цель изобретения — расширение интервала рабочих температур до 65 С при последующей температурной деструкции при

850С.

Высокомолекулярныеэмульгаторы типа асфальтогенов и смол, содержащиеся в не*ти, обладают слабой поверхностной активностью, но образуют адсорбционные слои с высокими защитными свойствами (струк- турной вязкостью и прочностью на сдвиг). .

Деэмульгаторы более поверхностно-активны и менее эффективны как эмульгаторы.

„„ Д ;„, 1597445 А1 (57) Изобрегение относится к горной промышленности. Цель — расширение интервала рабочих температур до 65 С при последующей температурной деструкции при 85 С. Состав содержит углеводородную жидкость, ПАВ и воду. При этом в качестве углеводородной жидкости используют обезвоженную дегазированную нефть с плотностью от 720 до 900 кг/м при содержании парафинов до 6 и асфальтено-смолистых веществ до 35%. Вязкость нефти при 20 С— до 30 мПа с. В качестве ПАВ используют дезмульгаторы неионогенного типа, а в качестве воды применяют пластовую или пресную воду. 2 табл.

Они вытесняют асфальтены и смолы из поверхностного слоя (адсорбционное вытеснение слабоповерхностно-активных веществ (ПАВ), образующих механически поочную пленку, более сильными ПАВ) и образуют пленки со слабыми механическими свойствами. Введение в состав эмульсион ной композиции деэмульгаторов неионогенного типа с концентрацией 0,1—

0,5 позволяет вытеснить асфальтено-смо- листые вещества из адсорбционных слоев (при концентрации их в нефти до 35 ), что позволяет разрушить водонефтяную эмуль сию при 40 — 50 С за счет образования механически непрочных адсорбционных слоев.

При этом асфальтено-смолистые вещества, содержащиеся в нефти, уже больше не играют роль эмульгаторов, и качество образуемой эмульсии не зависит от их содержания.

1597445

Пример 1, Используют состав, мас, Углеводородная жидкость плотностью 793 кг/м, содержанием парафинов 3,4, асфальтено-смолистых веществ 2,0, вязкостью при 20 С 1,7 мПа с

Конденсированная сульфитно-спиртовая барда 3,5

69,2

Применение в качестве ПАВ деэмульгаторов неионогенного типа объясняется также тем, что неионогенные деэмульгаторы не образуют нерастворимых осадков при контакте с пластовой водой. Для увеличения температуры разрушения создаваемой жидкости разрыва до 65 — 85 С в систему дополнительно вводится КССБ, которая упрочняет образующиеся адсорбционные слои. Совместное присутствие в жидкости разрыва неионогенного деэмульгатора и

КССБ в указанных концентрациях позволяет получить оптимальные для жидкости разрыва вязкость и пескоудерживающую способность. Вязкость водонефтяной эмульсии также зависит от вязкости исходной нефти.

При использовании нефти вязкостью до

30 мПа с образуемая эмульсионная композиция обладает оптимальной вязкостью.

Нефть вязкостью более 30 мПа с не рекомендуется использовать для приготовления эмульсионной композиции, так как при этом образуется эмульсия с большей вязкостью, чем это необходимо для процесса ГРП, а следовательно, композиция обладает большими фрикционными потерями, что энергетически невыгодно.

Наличие в нефти до 6 твердых парафинов не препятствует созданию эмульсионной композиции. Более высокое содержание парафина в нефти (высокопарафинистые нефти), используемой для приготовления эмульсионной композиции, ограничивается высокой температурой застывания нефти, При укаэанных физико-химических характеристиках-нефтей: содержание парафина до 6, асфальтено-смолистых веществ до 35, вязкость при 20 С до 30 мПа с, плотность нефтей находится в пределах 720—

900 кг/м .

При создании эмульсионной композиции для ГРП рекомендуется использовать углеводородные жидкости плотностью 720 — 900 кг/м, содержанием з парафинов до 6, асфальтено-смолистых веществ до 35, вязкостью при 20 С до

30 мПа с.

3,5

0,3

3,5

0,3

ПАВ (дисол ван) 0,3

Водная фаза (пресная вода) 27

Пример 2. Используют состав, мас, :

Углеводородная жидкость

5 плотностью 890 кг/м, содержанием парафинов 2,0, асфал ьтено-смолистых веществ 10,1, вязкостьюпри20 С22,7мПа с 69,2

10 Конденсированная сульфитно-спиртовая барда

ПАВ (дисолван)

Водная фаза (пресная вода) 27

15 Пример 3. Используют состав, мас., Углеводородная жидкость плотностью 885 кг/м, содержанием(парафинов — нет) асфал ьтено-смолистых

20 веществ 31, вязкостью

28,1 мПа с 69,2

Конденсированная сульфитно-спиртовая барда

ПАВ (дисолван)

25 Водная фаза (пресная вода) 27

Результаты исследований представлены в табл.1 и 2.

Композиция, образованная из нефтей с

30 физико-химическими характеристиками, соответствующими приведенным интервалам, сохраняет указанные свойства, а именно вязкость (86 — 224 сП) пескоудерживающую способность (более 5 сут) и стабильность в

35 интеовале температур 65 — 85 С.

Подбирая оптимальные соотношения неионогенного ПАВ и КССБ, который в данном случае повышает температуру деэмульгирования (40 — 50 С для эмульсии без

40 КССБ), получают эмульсию с необходимой теь,пературой разрушения (65 — 85 С для эмульсии, содержащей КССБ), При содержании КССБ менее 2 мас. вязкость эмульсии слишком мала (менее

45 85 сП), увеличение содержания КССБ (более 5 мас.%) сильно увеличивает вязкость системы (более 250 сП), что нежелательно, так как при такой вязкости возникают большие потери на трение, что связано с боль50 шими энергозатратами, Использование в составах больших количеств ПАВ (более 0,5 мас. ) нецелесообразно из экономических соображений, так как эффект достигается уже при указанных

55 концентрациях. При содержании ПАВ менее 0,1 мас. эмульсия не получается.

Формула изобретения

Состав для гидравлического разрыва пласта, содержащий углеродную жидкость, 1597445

30 мПа . с, а в качестве поверхностно-ак-.. тивного вещества используют деэмульгаторы неионогенного типа при следующем соотношении ингредиентов, мас, :

5 Указанная обезвоженнэя дегазированная нефть 68,5 — 69,9

Конденсированная сульфитно-спиртовая барда 2 — 5

10 Деэмульгаторы неионогенного типа 0,1 — 0,5

Вода Остальное поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что, с целью расширения интервала рабочих температур состава до 65 С при последующей темпера-. турной деструкции при 85 С, он дополнительно содержит конденсированную сульфитно-спиртовую барду, в качестве углеводородной жидкости используют обезвоженную дегазированную нефть с плотностью 720 — 900 кг/м и ри содержании э парафинов до 6, асфальтено-смолистых веществ до 35 и с вязкостью при 20 С до

Таблица 1

Пескоудерживающая способность, сут

Пример

Содержание компонентов в составе, мас.

Вязкость сП (20 С) ПАВ (дисолван) КССБ

Водная фаза (пресная вода) 85

>5

>5

69,2

69,2

69.2

27

27

0,3

0,3

0,3

3,5

3,5

3,5

93

153

205

Таблица 2

Пример Содержание компонентов в составе, мас.

Пескоудерживэющая способность, сут

Вязкость, cll (20 С) Углеводо Водная родная фаза

ПАВ (ди- КССБ солван) фаза-о6е3-(пластовожен ная, вая вода) дегазиро- ванная нефть

>5

>5

88

152

200

69,2

69,2

69,2

0,3

0,3 е„.3

27

27

3.5

3,5

3,5

Составитель А.Соколов

Техред M.Ìîðãåíòàë Корректор С,Шекмар

Редактор О.Головач

Заказ 3035 Тираж 487 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретения 4 и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Углеводородная фаза обезвоженная. дегазированная не ть

Температура, при которой эмульсия сохраняется полностью,ОС

Температураа, при которой эмульсия сохраняется полн остbe, ОС

Температура, при которой исчезает вязкость эмульсии, С

Температура, при которой исчезает вязкость эмульсии, Ос