RU2483094C2 - Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation - Google Patents
Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483094C2 RU2483094C2 RU2011124636/03A RU2011124636A RU2483094C2 RU 2483094 C2 RU2483094 C2 RU 2483094C2 RU 2011124636/03 A RU2011124636/03 A RU 2011124636/03A RU 2011124636 A RU2011124636 A RU 2011124636A RU 2483094 C2 RU2483094 C2 RU 2483094C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sand
- hydraulic fracturing
- formation
- clay powder
- fluid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 5
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 9
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 9
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 9
- SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N Butylmethacrylate Chemical compound CCCCOC(=O)C(C)=C SOGAXMICEFXMKE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229920001490 poly(butyl methacrylate) polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 6
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 5
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 claims description 4
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 4
- 239000001164 aluminium sulphate Substances 0.000 abstract 1
- 235000011128 aluminium sulphate Nutrition 0.000 abstract 1
- BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H dialuminum;trisulfate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 101000640020 Homo sapiens Sodium channel protein type 11 subunit alpha Proteins 0.000 description 1
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical class [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 102100033974 Sodium channel protein type 11 subunit alpha Human genes 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче нефти и газа и предназначено для гидравлического разрыва пласта.The invention relates to the production of oil and gas and is intended for hydraulic fracturing.
Заявляемая жидкость-песконоситель может быть использована при проведении гидропескоструйной перфорации (ГПП) и гидравлического разрыва пласта (ГРП) на нефтяных и газовых скважинах.The inventive sand-carrier fluid can be used when conducting sandblasting perforation (GSP) and hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) in oil and gas wells.
Известна жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта следующего состава, мас.%Known fluid sand for hydraulic fracturing of the following composition, wt.%
(патент РФ №2121561, Е21В 33/138, 43/26, опубл. 10.11.1998).(RF patent No. 2121561, ЕВВ 33/138, 43/26, publ. 10.11.1998).
Недостатком указанной жидкости-песконосителя является невысокая пескоудерживающая способность из-за отсутствия в составе компонентов, обеспечивающих создание сложной полимерной структуры, обеспечивающей высокую песконесущую способность при проведении гидропескоструйной перфорации и ГРП. У рассматриваемой жидкости-песконосителя восстановление первоначальной проницаемости ограничено ее реологическими свойствами - высокой фильтратоотдачей.The disadvantage of this sand-carrier fluid is its low sand-holding ability due to the absence of components in the composition that ensure the creation of a complex polymer structure that provides high sand-bearing ability when conducting sandblasting and hydraulic fracturing. In the considered sand-carrier fluid, the restoration of the initial permeability is limited by its rheological properties - high filtrate recovery.
Задача, состоящая при создании изобретения, - увеличение продуктивности скважин после гидравлического разрыва пласта.The task consisting in the creation of the invention is to increase the productivity of wells after hydraulic fracturing.
Технический результат, достигаемый данным изобретением, - создание жидкости-песконосителя, обладающей способностью участвовать одновременно в процессе гидропескоструйной перфорации и ГРП, имеющей высокую пескоудерживающую способность, сохраняющей фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта.The technical result achieved by this invention is the creation of a sand-carrier fluid with the ability to participate simultaneously in the process of hydro-sandblasting and hydraulic fracturing, having a high sand-holding ability, preserving the filtration characteristics of the bottom-hole formation zone.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что жидкость-песконоситель для ГРП, включающая глинопорошок, карбоксиметилцеллюлозу и воду, в отличие от прототипа содержит в качестве глинопорошка бентонитовый глинопорошок ПБМА и дополнительно кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10, целлотон-Ф, сульфат алюминия следующего состава, мас.%The task and technical result are achieved in that the sand-carrier fluid for hydraulic fracturing, including clay powder, carboxymethyl cellulose and water, in contrast to the prototype, contains bentonite clay powder PBMA and additional silicone fluid GKZh-10, celloton-F, aluminum sulfate of the following composition, wt.%
Заявляемая жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта отличается от прототипа тем, что содержит карбоксиметилцеллюлозу, которая выполняет роль гелеобразующей основы, которая сшивается сшивающим агентом - сульфатом алюминия. В результате этого образуется прочный гель и увеличивается пескоудерживающая способность. Кремнийорганическая жидкость ГКЖ -10 выполняет роль гидрофобизатора и препятствует проникновению водной фазы жидкости-песконосителя в породы-коллекторы.The inventive sand fluid for hydraulic fracturing differs from the prototype in that it contains carboxymethyl cellulose, which acts as a gelling base, which is crosslinked with a crosslinking agent - aluminum sulfate. As a result of this, a strong gel is formed and sand-holding ability is increased. GKZh-10 organosilicon liquid acts as a hydrophobizing agent and prevents the penetration of the aqueous phase of sand-carrier fluid into reservoir rocks.
Целлотон-Ф обеспечивает снижение фильтрации водного фильтрата в пласт.Celloton-F reduces the filtration of the water filtrate into the reservoir.
Для приготовления заявляемой жидкости-песконосителя для гидравлического разрыва пласта использованы следующие компоненты.The following components were used to prepare the inventive sand carrier for hydraulic fracturing.
Бентонитовый глинопорошок ПБМА по ОСТ 39-202 по ТУ 5751-002-581-56178-02 как наполнитель жидкости-песконосителя.PBMA bentonite clay powder according to OST 39-202 according to TU 5751-002-581-56178-02 as a filler of sand carrier fluid.
Карбоксиметилцеллюлоза КМЦ по ТУ 2231-001-32957739-98 порошок белого цвета применяется для стабилизации и снижения показателя фильтрации и как гелеобразователь.CMC carboxymethyl cellulose according to TU 2231-001-32957739-98, white powder is used to stabilize and reduce the filtration rate and as a gelling agent.
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-10 по ТУ 6-02-696-72 водоспиртовый раствор мононатриевой соли силантриола. Применяется для регулирования pH раствора и как гидрофобизатор, препятствующий проникновению водной фазы в породы-коллекторы.Silicone liquid GKZh-10 according to TU 6-02-696-72 water-alcohol solution of monosodium salt of silantriol. It is used to control the pH of the solution and as a water repellent that impedes the penetration of the aqueous phase into reservoir rocks.
Целлотон-Ф по ТУ 0392-002-32957739-98 - темно-коричневый порошок для повышения реологических характеристик. Целлотон-Ф», ТУ 0392-002-32957739-98, производимый ЗАО «Полицелл» (г.Владимир). Целлотон-Ф представляет собой полидисперсный композиционный раствор на основе природных материалов, включающий в себя лигноцеллюлозные комплексы, водонабухающие природные и синтетические полимеры и неорганические добавки.Celloton-F according to TU 0392-002-32957739-98 is a dark brown powder to increase rheological characteristics. Celloton-F ”, TU 0392-002-32957739-98, manufactured by Polytsell CJSC (Vladimir). Celloton-F is a polydisperse composite solution based on natural materials, which includes lignocellulosic complexes, water-swellable natural and synthetic polymers and inorganic additives.
Сульфат алюминия по ГОСТ 12966-86, порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде.Aluminum sulfate according to GOST 12966-86, white powder, highly soluble in water.
Технология приготовления жидкости-песконосителя в лабораторных условиях сводится к следующему: в воду вводится расчетное количество глинопорошка и оставляют на сутки для разбухания, перемешивают и затем вводится карбоксиметилцеллюлоза, расчетное количество сульфата алюминия, кремнеорганическая жидкость и целлотон. Далее жидкость-песконоситель перемешивается в миксере 30 мин со скоростью вращения 500-1000 об/мин и оставляется в покое на 2-3 ч с целью образования геля.The technology for preparing a sand carrier in laboratory conditions is as follows: the calculated amount of clay powder is introduced into the water and left to swell for a day, the carboxymethyl cellulose, the calculated amount of aluminum sulfate, the organosilicon liquid, and celloton are mixed and then added. Next, the sand-carrier fluid is mixed in the mixer for 30 minutes at a rotation speed of 500-1000 rpm and left alone for 2-3 hours to form a gel.
Параметры геля определялись на стандартных приборах, статическое напряжение сдвига - прибор СНС-2, пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига-ротационный вискозиметр ФАНН-35А (таблица 1).The gel parameters were determined using standard instruments, the static shear stress was measured using the SNS-2 instrument, the plastic viscosity and dynamic shear stress were FANN-35A rotational viscometer (table 1).
Пескоудерживающая способность определялась при введении в 100 мл жидкости 100 г пропанта. При перемешивании пропант равномерно распределился в жидкости, а седиментационная устойчивость определялась в мерном цилиндре. Высокая пескоудерживающая способность жидкости-песконосителя обеспечивает успешность проведения гидропескоструйной перфорации и ГРП, так как не происходит преждевременного выпадения пропанта до проведения технологического процесса. Коэффициент восстановления проницаемости после проникновения жидкости-песконосителя в образец проницаемостью 15,0·10-3 мкм2 составил 89,1%, а у жидкости-песконосителя (прототипа) коэффициент восстановления проницаемости не превысил 70,5%, что свидетельствует о более высоких реологических свойствах заявляемой жидкости-песконосителя (таблица 2).Sand holding capacity was determined by introducing 100 g of proppant into 100 ml of liquid. With stirring, the proppant was evenly distributed in the liquid, and sedimentation stability was determined in the measuring cylinder. The high sand-holding ability of the sand-carrier fluid ensures the success of hydro-sandblasting and hydraulic fracturing, as there is no premature loss of proppant before the process. The permeability recovery coefficient after penetration of the sand carrier fluid into the sample with a permeability of 15.0 · 10 -3 μm 2 was 89.1%, while the sand carrier (prototype) permeability recovery coefficient did not exceed 70.5%, which indicates higher rheological properties of the inventive sand-carrier fluid (table 2).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011124636/03A RU2483094C2 (en) | 2011-06-16 | 2011-06-16 | Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011124636/03A RU2483094C2 (en) | 2011-06-16 | 2011-06-16 | Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011124636A RU2011124636A (en) | 2012-12-27 |
| RU2483094C2 true RU2483094C2 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48792121
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011124636/03A RU2483094C2 (en) | 2011-06-16 | 2011-06-16 | Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483094C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2593154C1 (en) * | 2015-07-14 | 2016-07-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Sand-carrying fluid for implementation of slot hydraulic sand jet perforation |
| RU2737605C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing composition |
| RU2744366C1 (en) * | 2020-08-06 | 2021-03-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Персистем" | Composition for hydraulic reservoir perforation |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111335862A (en) * | 2020-04-26 | 2020-06-26 | 中国石油天然气集团有限公司 | Variable viscosity sand fracturing method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2061731C1 (en) * | 1994-02-14 | 1996-06-10 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Clayless drilling solution |
| RU2116433C1 (en) * | 1996-09-27 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells |
| RU2121561C1 (en) * | 1997-01-06 | 1998-11-10 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" | Sand-carrier fluid for hydraulic fracturing of formation |
| RU2138633C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Liquid for hydraulic fracturing of bed |
| EP1194497B1 (en) * | 1999-06-18 | 2007-09-12 | Sofitech N.V. | Water based wellbore fluids |
| RU2313556C1 (en) * | 2006-06-13 | 2007-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Drilling fluid |
| US20090048126A1 (en) * | 2007-08-17 | 2009-02-19 | Alhad Phatak | Method of Treating Formation With Polymer Fluids |
-
2011
- 2011-06-16 RU RU2011124636/03A patent/RU2483094C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2061731C1 (en) * | 1994-02-14 | 1996-06-10 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Clayless drilling solution |
| RU2116433C1 (en) * | 1996-09-27 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells |
| RU2121561C1 (en) * | 1997-01-06 | 1998-11-10 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" | Sand-carrier fluid for hydraulic fracturing of formation |
| RU2138633C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" | Liquid for hydraulic fracturing of bed |
| EP1194497B1 (en) * | 1999-06-18 | 2007-09-12 | Sofitech N.V. | Water based wellbore fluids |
| RU2313556C1 (en) * | 2006-06-13 | 2007-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Drilling fluid |
| US20090048126A1 (en) * | 2007-08-17 | 2009-02-19 | Alhad Phatak | Method of Treating Formation With Polymer Fluids |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2593154C1 (en) * | 2015-07-14 | 2016-07-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Sand-carrying fluid for implementation of slot hydraulic sand jet perforation |
| RU2737605C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Hydraulic fracturing composition |
| RU2744366C1 (en) * | 2020-08-06 | 2021-03-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Персистем" | Composition for hydraulic reservoir perforation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011124636A (en) | 2012-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483094C2 (en) | Sand-carrying fluid for hydraulic fracturing of formation | |
| DK2892974T3 (en) | APPLICATION OF THERMO-THICKENING POLYMERS IN THE GAS AND OIL FIELD INDUSTRY | |
| CN109054778B (en) | Water-based film forming agent, preparation method thereof, water-based drilling fluid and application thereof | |
| RU2266312C1 (en) | Polymeric drilling fluid for exposing production formations | |
| JP2019520439A (en) | High Temperature Viscoelastic Surfactant (VES) Fluids Containing Polymeric Viscosity Modifiers | |
| CN107257838A (en) | Method and material for the delayed crosslinked hydraulic fracturing with gelling agent | |
| RU2235751C1 (en) | Weighted drilling mud | |
| RU2567580C1 (en) | Cation-inhibiting drilling mud | |
| CN109306262A (en) | A kind of drilling fluid for highly deviated well and its preparation method and application | |
| RU2427605C1 (en) | Clay-less polysaccharide drilling agent | |
| RU2593154C1 (en) | Sand-carrying fluid for implementation of slot hydraulic sand jet perforation | |
| RU2322476C1 (en) | Liquid for hydraulic seam rupture | |
| RU2541664C1 (en) | Non-dispersing mud | |
| CN108165243B (en) | Konjac gum/sodium alginate solid-phase-free composite drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2730145C1 (en) | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method | |
| RU2846474C1 (en) | Hydrogel flushing system for drilling and primary opening of low-permeable reservoirs | |
| RU2381252C1 (en) | Liquid gelling agent for polysaccharide hydraulic fracturing liquid, its preparation and application methods | |
| RU2445337C1 (en) | Drilling fluid on hydrocarbon basis | |
| RU2460753C1 (en) | Fluid for well killing | |
| RU2704658C2 (en) | Drilling mud for construction of wells in unstable clay and non-cemented soils and method for production thereof | |
| RU2846470C1 (en) | Hydrogel flushing system for drilling and primary opening of low-permeable reservoirs | |
| RU2260682C1 (en) | Well shutting compound | |
| RU2564706C1 (en) | Composition of extra heavy polysaccharidic liquid for well killing | |
| RU2499019C1 (en) | Well killing fluid | |
| RU2213212C2 (en) | Composition for regulation of oil deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150617 |