Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием

Предложенная группа изобретений относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде включает синтетический гелеобразователь, деэмульгатор, деструктор. Содержание компонентов составляет, % масс.: синтетический гелеобразователь 0,5–0,8; деэмульгатор 0,1–0,2, деструктор 0,05–0,12; высокоминерализованная вода - остальное. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде заключается в том, что при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор, затем синтетический гелеобразователь, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор. Способ обработки пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, который включает добавление в вышеуказанную жидкость для гидроразрыва пласта проппанта и проведение гидроразрыва пласта. Технический результат - одновременное сохранение оптимальной для транспортировки проппанта вязкости (не менее 30 сП при скорости сдвига 100 с-1) при проведении операций ГРП в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 60 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90°С включительно и с последующим распадом жидкости ГРП (снижением вязкости) в течение 160 минут. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта (ГРП), и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды.

Гидравлический разрыв пласта является одной из наиболее эффективных технологий интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин. Метод гидроразрыва пласта имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта.

Использование качественной жидкости для гидроразрыва пласта (ГРП) является одним из ключевых элементов для успешного проведения операции по ГРП. При приготовлении жидкости для ГРП для эффективной гидратации полимеров температура воды должна быть не менее 25-30°С, поэтому используемую воду предварительно подогревают, что увеличивает затраты на проведение операций по гидроразрыву пласта. Пластовые воды, например, с Сеноманских водоносных пластов, а также подтоварные воды после отделения от углеводородного сырья имеют температуру 30-50°С и являются потенциальным источником для приготовления жидкостей гидроразрыва. Использование пластовой и подтоварной воды позволит значительно сократить время проведения операций гидроразрыва и снизить затраты на добычу углеводородов, в связи с отсутствием необходимости нагрева воды и дополнительной подготовки, транспортировки и хранения.

Однако, пластовая вода и подтоварные воды содержат существенные количества ионов железа, хлора, бора, магния, кальция, карбонатов, других элементов и соединений, нефтепродукты, взвешенные частицы, которые отрицательно влияют на рабочие характеристики стандартных жидкостей для гидроразрыва пласта, приводя к отсутствию или неполной гидратации линейного геля, проблемам со сшивкой линейного геля в случае использования природных полимеров в качестве гелеобразователей, плохому восстановлению и недостаточной температурной стабильности.

В большинстве случаев жидкостью затворения является пресная вода. В связи с общей тенденцией снижения расходов, в настоящее время в мире ведется поиск возможностей применения минерализованных вод для жидкостей ГРП, которые приведут к снижению себестоимости добываемых углеводородов за счет минимизации затрат на подготовку, доставку и хранение воды.

Физико-химические свойства пластовых и подтоварных вод зависят от множества различных факторов, таких как геологическое строение залежи, минералогический состав, химические процессы, происходившие в ходе осадконакопления, тип углеводородов, жизнедеятельность и виды микроорганизмов, пластовая температура и давление. Попутно добываемая вода содержит взвешенные частицы и различные водорастворимые соединения, представляющие собой смесь органических и неорганических соединений. Некоторые соединения органично присутствуют в пластовой воде, другие появляются в процессе разработки и реализации различных геолого-технических мероприятий, однако источники воды характеризуются высокой минерализацией. Минерализация воды может меняться в диапазоне от нескольких миллиграммов до десятков и сотен граммов на литр; при этом основное влияние на минерализацию оказывают ионы натрия и хлора и чуть меньшее калия, кальция и магния.

Сеноманская вода Западной Сибири по большей части используется в нефтедобыче в системах поддержания пластового давления, т.к. подходит для этого лучше, чем речная вода данного региона, вследствие более высоких эксплуатационных характеристик и родственного химического состава. Такая вода имеет общую минерализацию до 20 г/л в основном за счёт хлорида натрия. Основным препятствием для использования высокоминерализованных источников являются высокая ионная прочность раствора, наличие бора и других ионов, препятствующих нормальному процессу гидратации полимера, а также наличие ионов, вступающих в реакцию с гидроксид- ионами и снижающих высокотемпературную стабильность жидкости гидроразрыва пласта. Высокая ионная прочность раствора отрицательно влияет на гидратацию полимеров. Помимо электростатического воздействия ионов на поверхность полимерной глобулы, приводящего к ее сжатию, высокая концентрация ионов в растворе приводит к уменьшению доступной для гидратации воды за счет связывания большого количества воды в ионных сольватационных оболочках.

Используемые в настоящее время составы жидкостей на гуаровой основе очень чувствительны к качеству применяемой воды, а именно к содержанию в ней ионов железа, кальция и магния, бора и др. из-за чего невозможно применение подтоварной и пластовой вод без предварительной и затратной подготовки. Поэтому, использование гуаровых систем в таких водах связано, как правило, с применением специализированных агентов - стабилизаторов, буферов и вспомогательных компонентов, модифицированных природных полимеров, позволяющих нивелировать негативное влияние присутствующих в воде ионов и загрязняющих веществ. В качестве альтернативы известным жидкостям для гидроразрыва пласта на основе гуара все большее распространение получают жидкости, включающие в себя синтетический гелеобразователь, в частности полиакриламиды. Жидкости для гидравлического разрыва пласта, обладающие вязкостью от 30 до 1000 сП (при скорости сдвига 100 с-1), способны транспортировать проппант. Если конкретизировать, средне-вязкие жидкости, имеющие вязкость от 30 до 200 сП, способные переносить проппант на длительные расстояния, без его потерь и без изменения свойств, то к этой категории относят синтетические полимеры.

Основными преимуществами, которыми обладают данные системы, являются использование в трудноизвлекаемых пластах, низкий уровень повреждения пласта (высокая остаточная проводимость), легкая гидратация при различной температуре воды, лучшая устойчивость к сдвигу, более низкие трения при закачке, стойкость к бактериям.

Как известно, стандартная система, основанная на гуаровой камеди, сшитая боратными сшивателями, способна нести проппант, за счет своей высокой вязкости. Жидкости, приготовленные на основе полиакриламида способны нести проппант в первую очередь за счет своих вязкоупругих свойств. Высокие значения упругости помогают проппанту находиться во взвешенном состоянии в полимерной цепи. При этом, во-первых, необходимо учитывать, что скорости сдвига при закачке жидкой суспензии в пласт находятся в диапазоне от 10 до 170 с-1. Однако, при увеличении скорости сдвига, а также при повышении температуры (например, при пластовой температуре при проведении операций по ГРП) происходит потеря вязкости жидкости. В связи с чем необходимо, чтобы жидкость для ГРП обладала не только термостабильностью (сохранением вязкости при изменении температуры) для сохранения проппанта во взвешенном состоянии, но и одновременно сохранением вязкости при изменении скорости сдвига. Также необходимо создать условия, в которых жидкость для ГРП, несущая проппант будет через необходимое время терять вязкость (разрушаться) для высвобождения проппанта в трещине и удаления самой жидкости из пласта.

Известно техническое решение (патент CA 3055128, опубл. 18.11.2019, МПК:
E21B 43/26), которое описывает 4-х компонентную жидкость для гидроразрыва пласта на основе сополимеров полиакриламида (ПАА) в качестве гелеобразователя в количестве от 0,3 до 0,5 масс.%, которая включает также дополнительные стабилизирующие добавки, а в качестве воды затворения для которой может быть использована высокоминерализованная вода. Описываемая схема обладает стабильностью при температурах до 150°. Из указанного патента известен также способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления является использование синтетического гелеобраователя и высокоминерализованной воды. Однако, отсутствие в составе жидкости деструктора не позволяет обеспечить снижение вязкости жидкости для отделения проппанта и удаления её из пласта, а также отсутствуют данные по изменению вязкости известной жидкости одновременно при изменении температуры и скорости сдвига, при которых обеспечивается поддержание проппанта во взвешенном состоянии. Также недостатком известных жидкости и способа её приготовления является длительный период затворения (до 4 ч) и ограничение по содержанию ионов железа в воде, которое не должно превышать более 5 мг/л.

Известна жидкость для гидроразрыва пласта и способ её приготовления (CN 108559477, опубл. 21.09.2018, МПК: C09K 8/60, C09K 8/66, C09K 8/68), в которых применяются синтетический гелеборазователь, диспергатор, хелатирующий агент, стабилизатор глин, структурный стабилизатор, деструктор, вода повышенной солености и которые обеспечивают низкую вязкость жидкости для легкого удаления её из пласта. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для ГРП и способа её приготовления являются использование синтетического гелеобразователя, деструктора и высокоминерализованной воды. Однако, в известном техническом решении используемые компоненты не обеспечивают сохранение вязкоупругих свойств жидкости одновременно при изменении скорости сдвига и температуры, которые позволяют удерживать проппант во взвешенном состоянии при нагрузках, а также используется низкое содержание деструктора.

Известны жидкость для гидроразрыва пласта и способ её приготовления (CN 110483687, опубл. 22.11.2019, МПК: C08F 220/56, C08F 220/60, C08F 220/58, C08F 212/14, C08F 226/10, C08F 220/06, C08F 220/54, C08F 2/32, C09K 8/68, C09K 8/88), которые обеспечивают высокую вязкость и термостабильность жидкости для ГРП. Общими признаками известных и заявляемых жидкости для ГРП и способа её приготовления являются использование синтетического гелеобразователя и минерализованной воды, а также деэмульгатор, деструктор. Однако, в известном техническом решении вязкость и термостабильность обеспечиваются только при использовании воды с общей минерализацией до 10 г/л, также отсутствуют данные об обеспечении сохранения вязкости одновременно при изменении температуры и скорости сдвига для поддержания проппанта при проведении ГРП во взвешенном состоянии. Чувствительность свойств геля при изменении нагрузки в процессе проведения ГРП и, соответственно, распределению проппанта в геле может приводить к снижению удерживающей способности жидкости в процессе проведения ГРП.

Ближайшим аналогом (прототипом) заявляемых жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления является техническое решение (патент CN 105647505, опубл. 08.06.2016, МПК: C09K 8/68, C09K 8/88), согласно которому в состав жидкости вводят синтетический гелеобразователь с концентрацией от 0,15 до 0,45 масс. %, температурный стабилизатор, деэмульгатор, деструктор, содержание которых обеспечивает термостабильность и высокую вязкость. Общими признаками известных и заявляемых жидкостей для ГРП и способов приготовления являются использование синтетического гелеобразователя, высокоминерализованной воды, а также деэмульгатора и деструктора, при этом содержание деэмульгатора и деструктора в известном и заявляемом технических решениях имеет пересечение.

Однако, представленные в известном техническом решении концентрации компонентов не обеспечивают одновременно сохранение вязкости при изменении одновременно температуры и скорости сдвига, а также сохранение вязкости в течении времени, необходимого для проведения ГРП и транспортировке проппанта, с последующим падением вязкости в течении требуемого времени для высвобождения проппанта и удаления жидкости для ГРП из пласта. Также для известного технического решения характерна невысокая солеустойчивость - до 10 г/л.

Известен способ разработки нефтяного пласта (патент RU 2729652, опубл. 11.08.2020, МПК: E21B 43/22, E21B 43/16, C09K 8/58), который включает геофизические исследования нагнетательной скважины, определение профиля приемистости пласта, приготовление суспензии с частицами предварительно сшитого полимера, закачку суспензии в пласт, регулирование концентрации суспензии, при этом в качестве предварительно сшитого полимера используют полимер на основе полиакриламида, для приготовления суспензии используют пластовую жидкость, подаваемую в нагнетательную скважину. Общими признаками известного и заявляемого способов является использование при разработке (обработке) пласта жидкости на основе синтетического гелеобразователя (полимер на основе полиакриламида) и высокоминерализованной воды (пластовая жидкость).

Однако, в известном способе отсутствуют данные по свойствам жидкости, обеспечивающих транспортировку проппанта, возможность снижения вязкости жидкости для её последующего удаления из пласта.

Ближайшим аналогом (прототипом) способа обработки пласта является способ обработки подземного пласта (патент RU 2673089, опубл. 22.11.2018, МПК: E21B 43/267, C09K 8/62), который включает введение разбавленного потока, содержащего не образующее перемычку количество несущих волокон в текучей среде-носителе низкой вязкости, в линию потока высокого давления; добавление расклинивающего наполнителя в разбавленный поток для образования наполненного расклинивающим наполнителем потока; нагнетание наполненного расклинивающим наполнителем потока из линии потока высокого давления в первый разрыв. При этом текучая среда-носитель может включать в себя воду, пресную воду, например, «жидкость с агентами для снижения трения», морскую воду, реликтовую воду или добываемую воду. Текучая среда-носитель может также включать в себя гидратируемые гели (такие как гуаровые смолы, полисахариды, ксантан, гидроксиэтил целлюлозу, гуар, сополимеры полиакриламида и их производные, например, акриламидометилпропансульфонатный полимер, или другие аналогичные гели. Общими признаками известного и заявляемого способа обработки пласта являются использование жидкости (текучая среда носитель), полученной с использованием синтетического гелеобразователя и высокоминерализованной воды, добавление расклинивающего наполнителя (проппанта), проведение обработки пласта.

Однако, известный способ не обеспечивает повышение эффективности, т.к. содержание полимера не обеспечивает сохранение динамики изменения вязкости при увеличении скорости сдвига при изменении температуры и, соответственно, не обеспечивает эффективной транспортировки проппанта жидкостью (средой-носителем), отсутствие деструктора не обеспечивает разрушение жидкости для отделения проппанта от жидкости и её удаления из пласта.

Задача предлагаемого технического решения заключается в создании жидкости для ГРП, которая в процессе транспортировки проппанта и осуществления гидроразрыва сохраняет вязкоупругие свойства, необходимые для переноса проппанта, а после гидроразрыва в течение короткого времени теряет вязкость, что обеспечивает эффективное удаление полимера из пласта.

Технический результат для жидкости ГРП и способа её приготовления заключается в получении жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде с составом, при котором обеспечивается одновременно сохранение оптимальной для транспортировки проппанта вязкости (не менее 30 сП при скорости сдвига 100 с-1) при проведении операций ГРП в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 60 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90° включительно и с последующим распадом жидкости ГРП (снижением вязкости) в течение 160 минут, что обеспечивает повышение эффективности отделения проппанта от жидкости для ГРП в трещине и удаления жидкости для ГРП из пласта, а также при котором обеспечивается снижение разницы в значениях вязкости геля с изменением скорости сдвига при изменении температуры, что обеспечивает сохранение вязкоупругих свойств геля для транспортировки проппанта при изменении внешних условий. Также для способа приготовления жидкости техническим результатом является сокращение времени гидратации.

Техническим результатом для способа обработки пласта с использованием заявленной жидкости является упрощение и повышение эффективности и экологичности способа обработки пласта за счет использования высокоминерализованной воды, т.к. исключается необходимость дополнительной подготовки (нагрева), транспортировки и хранения воды, а также за счет эффективной транспортировки проппанта с последующим отделением от жидкости для ГРП в связи с уменьшением её вязкости и эффективного удаления жидкости для ГРП после завершения операции по ГРП.

Технический результат достигается за счет того, что жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде включает синтетический гелеборазователь, деэмульгатор, деструктор, при этом содержание компонентов составляет, % масс.: синтетический гелеобразователь от 0,5 - 0,8, деэмульгатор от 0,1 до 0,2, деструктор от 0,05 до 0,12, высокоминерализованная вода - остальное.

Сочетание компонентов в заявленных массовых долях обеспечивают создание в высокоминерализованной воде особой структуры геля, за счёт которой и достигается технический результат. Особая структура геля в заявленном изобретении обусловлена:

- плотной укладкой полимерных цепей;

- электростатическим воздействием ионов, содержащихся в воде, на полимерные глобулы;

- сорбцией растворенных веществ при их взаимодействии с функциональными группами полимера-гелеобразователя.

Плотная укладка полимерных цепей обеспечивает сохранение физической активности полимерных цепей, непосредственно связанных с модулем упругости. В результате обеспечивается стабильность вязкости при изменении скорости сдвига и при увеличении температуры (не происходит значительного разжижения геля). Это приводит при изменении температуры к снижению разницы в значениях вязкости при увеличении скорости сдвига с сохранением свойств жидкости, позволяющих удерживать проппант в геле и его транспортировку.

При взаимодействии с деструктором в заявленных диапазонах концентраций обеспечивается разрыв связей полимерных цепочек/между ними и их стабилизация за счет наличия в высокоминерализованной воде ионов. Это позволяет удерживать (и даже в некоторых случая повышать) вязкость геля. Затем происходит постепенное снижение вязкости геля в результате дальнейшего воздействия деструктора и внешних воздействий (в частности, высокая температура).

Образование такой структуры геля обеспечивается в результате взаимодействия гелеобразователя с высокоминерализованной водой. Известно, что при использовании высокоминерализованной воды происходит падение вязкости геля в результате электростатического взаимодействия с ионами воды и уплотнения структуры геля за счет сжатия полимерной глобулы. При увеличении концентрации гелеобразователя вероятно снижается электростатическое воздействие, что обеспечивает сохранение физической активности полимерных цепочек. При этом сорбция растворенных в воде веществ повышает степень набухания полимера в результате специфического взаимодействия с функциональными группами гелеобразователя, а также происходит сближение полимерных цепочек с гидратными оболочками ионов, содержащихся в воде. Этот процесс позволяет в заявленном изобретении при воздействии деструктора стабилизировать полимерные цепи гелеобразователя в процессе деструкции и сохранить (даже несколько повысить) вязкость геля в течении необходимого времени. Дальнейшее падение вязкости будет происходить в результате уменьшения длины полимерных цепочек в геле и меньшей устойчивости образующихся связей. Это приводит к обеспечению стабильности жидкости для ГРП в течение времени, необходимого для проведения операций по ГРП и последующему повышению скорости распада жидкости. В рамках заявленного изобретения под распадом жидкости понимается снижению вязкости менее 15 сП, т.к. при указанных значениях обеспечивается возможность эффективного удаления жидкости из пласта.

Увеличение концентрации синтетического гелеобразователя будет приводить к снижению активности полимерных цепей, связанных с модулем упругости, уменьшение концентрации гелеобразователя не позволит обеспечить образование структуры геля, которая обеспечивает при изменении температуры максимальное сохранение динамики изменения вязкости при увеличении скорости сдвига и взаимодействию с деструктором, при котором обеспечивается сохранение стабильности жидкости для ГРП.

Повышение концентрации деструктора будет приводить к снижению времени стабильности вязкости жидкости для ГРП, понижение концентрации деструктора - к увеличению времени снижения вязкости для отделения от проппанта при проведении ГРП и удаления жидкости для ГРП из пласта.

Деэмульгатор позволяет избежать образования устойчивых эмульсий жидкости ГРП при взаимодействии с пластовым флюидом в процессе проведения ГРП, а также после распада. Введение деэмульгатора в заявленных диапазонах не влияет на свойства жидкости ГРП. Снижение количества деэмульгатора будет приводить к образованию эмульсий, увеличение содержания деэмульгатора может влиять на свойства жидкости ГРП в зависимости от состава используемого деэмульгатора.

Соотношение синтетического гелеобразователя к деструктору может составлять от 6:1 до 14:1. Такие соотношения гелеобразователя к деструктору обеспечивают протекание вышеописанных процессов в широком диапазоне концентраций. Увеличение гелеобразователя относительно деструктора будет приводить к недостаточности разрыва связей и несколько большему времени последующего уменьшения вязкости. Уменьшение гелеобразователя относительно деструктора будет приводить к некоторому уменьшению времени стабильности жидкости для ГРП. Предпочтительно соотношения синтетического гелеобразователя к деструктору могут составлять от 7,5:1 до 9:1. При таких соотношениях будет обеспечиваться время сохранения стабильности жидкости около 100 минут.

Синтетический гелеобразователь может представлять собой синтетический полимер, выбранный из группы полиакриламидов либо модифицированных полиакриламидов, которые обладают повышенной стойкостью в минерализованной воде. Товарная форма полимера может быть сухой или жидкой, например, в виде суспензии или эмульсии на водной либо углеводородной основе. Использование модифицированных полиакриламидов позволяет обеспечить большие значения вязкости за счет меньшего влияния ионов минерализованной воды на полимер.

Высокоминерализованная вода может представлять собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.

Деэмульгатор может представлять собой поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе оксиэтилированных жирных кислот, либо любой другой ПАВ, применяемый в жидкостях для ГРП.

Деструктор может представлять собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония, либо любой другой деструктор окислительного типа.

Ввиду специфики состава минерализованных вод, к которым относятся подтоварные и пластовые воды, а именно высокому содержанию ионов кальция, магния и других элементов, жидкость дополнительно может включать стабилизирующую добавку не более 0,4 масс.%, которую выбирают из группы спиртов, хорошо растворимых органических солей, предпочтительно (но не ограничиваясь) глицерина, этиленгликоля, глиоксаля, метанола, тиосульфата натрия, глюконата натрия. Например, в качестве стабилизирующей добавки может использоваться смесь многоатомных спиртов.

Стабилизатор (ингибитор набухания) глин относится к стандартным добавкам, используемым для приготовления жидкостей ГРП. В рамках заявленного изобретения жидкость может включать стабилизатор глин не более 0,2%, например, в случае работ на коллекторах с высоким содержанием глинистых минералов. Специальных требований, предъявляемым к указанным компонентам в рамках данного изобретения нет. При повышенной минерализации используемых вод, свойств обрабатываемых пластов и других факторов, добавление этих может быть целесообразным, что должно подтверждаться результатами испытаний перед проведением работ по ГРП.

В случае использования технологии при повышенных температурах обрабатываемых пластов (например, выше 120°) жидкость может включать в состав высокотемпературные стабилизаторы, например, тиосульфат натрия в количестве до 0,4 масс. %.

Вода может характеризоваться содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH = 5 - 8, общей минерализацией до 17,5 г/л.

Технический результат достигается также при использовании способа приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор в количестве от 0,1 до 0,2 масс. %, затем синтетический гелеобразователь от 0,5 до 0,8 масс. %, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор в количестве от 0,05 масс. % до 0,12 масс. %.

Технический результат достигается за счет последовательного растворения компонентов и получения жидкости для ГРП с определенным содержанием компонентов. Повышение скорости гидратации связано с увеличением концентрации гелеобразователя и использованием высокоминерализованной воды, в результате чего степень набухания увеличивается за счет сорбции растворенных веществ (взаимодействия растворенных веществ с функциональными группами полимеров).

Синтетический гелеобразователь может представлять собой синтетический полимер, выбранный из группы полиакриламидов либо модифицированных полиакриламидов, которые обладают повышенной стойкостью в минерализованной воде. Товарная форма полимера может быть сухой или жидкой, например, в виде суспензии или эмульсии на водной либо углеводородной основе. Использование модифицированных полиакриламидов позволяет обеспечить большие значения вязкости за счет меньшего влияния ионов минерализованной воды.

Высокоминерализованная вода может представлять собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.

Деэмульгатор может представлять собой поверхностно-активное вещество (ПАВ) на основе оксиэтилированных жирных кислот, либо любой другой ПАВ, применяемый в жидкостях для ГРП.

Деструктор может представлять собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония, либо любой другой деструктор окислительного типа.

Ввиду специфики состава минерализованных вод, к которым относятся подтоварные и пластовые воды, а именно высокому содержанию ионов кальция, магния и других элементов, жидкость дополнительно может включать стабилизирующую добавку не более 0,4 масс. %, которую выбирают из группы спиртов, хорошо растворимых органических солей, предпочтительно (но не ограничиваясь) глицерина, этиленгликоля, глиоксаля, метанола, тиосульфата натрия, глюконата натрия. Например, в качестве стабилизирующей добавки может использоваться смесь многоатомных спиртов.

Стабилизатор (ингибитор набухания) глин относится к стандартным добавкам, используемым для приготовления жидкостей ГРП. В рамках заявленного изобретения жидкость может включать стабилизатор глин не более 0,2%, например, в случае работ на коллекторах с высоким содержанием глинистых минералов. Специальных требований, предъявляемым к указанным компонентам в рамках данного изобретения нет. При повышенной минерализации используемых вод, свойств обрабатываемых пластов и других факторов, добавление этих может быть целесообразным, что должно подтверждаться результатами испытаний перед проведением работ по ГРП.

В случае использования технологии при повышенных температурах обрабатываемых пластов (например, выше 120°С) жидкость может включать в состав высокотемпературные стабилизаторы, например, тиосульфат натрия в количестве до 0,4 масс. %.

Вода может характеризоваться содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH = 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.

Технический результат достигается также при использовании способа приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор в количестве от 0,1 до 0,2 масс. %, затем синтетический гелеобразователь от 0,5 до 0,8 масс. %, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор в количестве от 0,05 масс. % до 0,12 масс. %.

Технический результат достигается за счет последовательного растворения компонентов и получении жидкости для ГРП с определенным содержанием компонентов. Повышение скорости гидратации связано с увеличением концентрации гелеобразователя и использованием высокоминерализованной воды, в результате чего степень набухания.

Ввиду специфики состава минерализованных вод, к которым относятся подтоварные и пластовые воды, а именно высокому содержанию ионов кальция, магния и других элементов, жидкость дополнительно может включать стабилизирующую добавку не более 0,4 масс. %, которую выбирают из группы спиртов, хорошо растворимых органических солей, предпочтительно (но не ограничиваясь) глицерина, этиленгликоля, глиоксаля, метанола, тиосульфата натрия, глюконата натрия. Например, в качестве стабилизирующей добавки может использоваться смесь многоатомных спиртов.

Стабилизатор (ингибитор набухания) глин являются стандартными добавками, используемыми для приготовления жидкостей ГРП. В рамках заявленного изобретения жидкость может включать стабилизатор глин не более 0,2%, например, в случае работ на коллекторах с высоким содержанием глинистых минералов. Специальных требований, предъявляемым к указанным компонентам в рамках данного изобретения нет. Следует добавить, что в некоторых случаях, например, при повышенной минерализации используемых вод, свойств обрабатываемых пластов и других факторов, добавление этих компонентов является не целесообразным, что должно подтверждаться результатами испытаний перед проведением работ по ГРП.

В случае использования технологии при повышенных температурах обрабатываемых пластов (например, выше 120°С) жидкость может включать в состав высокотемпературные стабилизаторы, например, тиосульфат натрия в количестве до 0,4 масс. %.

Введение стабилизирующей добавки происходит совместно либо сразу после добавления полимера. Для снижения количества добавляемых компонентов и оптимизации затрат на проведение ГРП, стабилизирующая добавка может быть введена в состав гелеобразующего агента, и/или деэмульгатора и/или стабилизатора глин.

Используемая вода может характеризоваться содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH = 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.

Все указанные варианты могут быть скомбинированы между собой.

Техническим результатом для способа обработки пласта является упрощение и повышение эффективности и экологичности.

Технический результат достигается при реализации способа обработки пласта, который включает добавление в заявленную жидкость для гидроразрыва пласта проппанта и проведение гидроразрыва пласта.

Технический результат достигается за счет того, что использование в составе жидкости для ГРП высокоминерализованной воды исключает необходимость дополнительной подготовки (нагрева), транспортировки и хранения воды. При этом состав жидкости для ГРП обеспечивает эффективную транспортировку проппанта, обеспечение времени стабильности жидкости для ГРП, необходимого для проведения ГРП, а также её распад после завершения ГРП, в результате чего проппант оседает, а жидкость легко удаляется из пласта.

На фигуре 1 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 1 в таблице 2.

На фигуре 2 представлено изменение вязкости жидкости для ГРП при изменении скорости сдвига при повышенной температуре.

При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2- изменение вязкости жидкости для ГРП во времени 3 - изменение скорости сдвига во времени.

На фигуре 3 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 2 в таблице 2.

На фигуре 4 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 3 в таблице 2.

На фигуре 5 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 4 в таблице 2.

На фигуре 6 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 5 в таблице 2.

На фигуре 7 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 6 в таблице 2.

На фигуре 8 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с'1, состав которой приведен для примера 7 в таблице 2.

На фигуре 9 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с"1, состав которой приведен для примера 8 в таблице 2.

При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2 - изменение вязкости жидкости для ГРП во времени.

На фигуре 10 представлена динамика изменения вязкости жидкостей для ГРП при изменении скорости сдвига при 20°С с использованием 4 - дистиллированной воды, 5 - воды с общей минерализацией 9,3 г/л, 6 - воды с общей минерализацией 6,5 г/л, 7 - воды с общей минерализацией 5,1 г/л, 8 - воды с общей минерализацией 3,9 г/л.

На фигуре 11 представлена динамика изменения вязкости жидкости для ГРП с общей минерализацией 3,9 г/л при изменении скорости сдвига при температуре 8-20°С, 9-10°С, 10-30°С, 11-40°С.

Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.

Для проведения испытаний по приготовлению жидкости ГРП использовали подтоварные, смесевые и пластовые воды, отобранные из реальных источников. Для сравнения свойств жидкости для ГРП также использовали дистиллированную воду.

Составы использованных высокоминерализованных вод приведены в Таблице 1.

На фигуре 2 представлено изменение вязкости жидкости для ГРП при изменении скорости сдвига при повышенной температуре.

При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2 - изменение вязкости жидкости для ГРП во времени 3 - изменение скорости сдвига во времени.

На фигуре 3 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 2 в таблице 2.

На фигуре 4 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 3 в таблице 2.

На фигуре 5 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 4 в таблице 2.

На фигуре 6 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 5 в таблице 2.

На фигуре 7 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 6 в таблице 2.

На фигуре 8 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 7 в таблице 2.

На фигуре 9 представлен реологический профиль для жидкости ГРП при скорости сдвига 100 с-1, состав которой приведен для примера 8 в таблице 2.

При этом 1 - изменение температуры жидкости для ГРП во времени, 2 - изменение вязкости жидкости для ГРП во времени.

На фигуре 10 представлена динамика изменения вязкости жидкостей для ГРП при изменении скорости сдвига при 20° с использованием 4 - дистиллированной воды, 5 - воды с общей минерализацией 9,3 г/л, 6 - воды с общей минерализацией 6,5 г/л, 7 - воды с общей минерализацией 5,1 г/л, 8 - воды с общей минерализацией 3,9 г/л.

На фигуре 11 представлена динамика изменения вязкости жидкости для ГРП с общей минерализацией 3,9 г/л при изменении скорости сдвига при температуре 8-20°, 9-10°, 10-30°, 11-40°.

Приведенные ниже примеры служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.

Для проведения испытаний по приготовлению жидкости ГРП использовали подтоварные, смесевые и пластовые воды, отобранные из реальных источников. Для сравнения свойств жидкости для ГРП также использовали дистиллированную воду.

Таблица 1. Состав воды.

Вода № 1 2 3 4 5 6
Содержа-ние основных компонен-тов Cl-, мг/дм3 1600 10400 2800 3600 4000 1900
Na+, K+ (суммарно), мг/дм3 1322 6155 2000 2250 3552 2125
Ca2+, мг/дм3 66 410 260 32 120 37,5
Mg2+, мг/дм3 18 110 13 12 26,4 13,9
HCO3-, мг/дм3 810 190 870 1000 1500 1000
Общая минерализация, мг/дм3 3862 17343 6500 6100 9260 5116

Во всех используемых составах воды содержание железа составляет менее 8,0 мг/дм3, сульфат-ионов - менее 200 мг/дм3.

Для приготовления жидкости ГРП использованы химические добавки производства компании ООО «Ника-Петротэк». В общем случае процесс приготовления жидкости ГРП (в лабораторных условиях) осуществляют следующим образом.

В высокоминерализованную воду при перемешивании добавляют деэмульгатор (PT NE, ТУ 20.59.42-008-29191682-2017 - ПАВ на основе оксиэтилированных жирных кислот), в некоторых вариантах изобретения добавляют высокотемпературный стабилизатор на основе тиосульфата натрия (PT Stab, ТУ 20.59.42-016-29191682-2017). Затем добавляют синтетический гелеобразователь на основе полиакриламида (GPS, ТУ 20.59.42-055-29191682-2020) при перемешивании с частотой вращения лопастей нижнеприводной мешалки (например, Waring) около 1500-3000 об/мин. Гидратацию проводят в течении 3-5 мин. В полученный гель вводят деструктор окислительного типа на основе персульфата аммония (PT HT Cap, ТУ 20.59.42-023-29191682-2017). Затем образец жидкости испытывали на реометре Brookfield PVS.

Составы примеров жидкостей для ГРП представлены в Таблице 2.

Таблица 2. Составы жидкости гидроразрыва пласта

Вода № Синт.гелеоб-разователь,
%
Высокотемп.
стабилизатор,
%
Деэмульга-тор, % Деструктор, %
1 3 0,6 0 0,2 0,08
2 2 0,7 0,35 0,2 0,05
3 1 0,6 0 0,2 0,09
4 3 0,6 0 0,2 0,07
5 3 0,6 0 0,2 0,09
6 4 0,5 0 0,1 0,08
7 4 0,8 0 0,1 0,12
8 3 0,6 0 0,2 0

Как видно из фигур 1, 3-8 все полученные жидкости ГРП сохраняют вязкость выше 30 сП при температуре 90°С не менее 60 минут. Затем происходит разрушение геля и падение вязкости жидкости менее, чем за 160 минут для всех представленных составов.

На фигуре 2 представлены результаты испытаний жидкости для ГРП из примера 1 на чувствительность к изменению скорости сдвига. Как видно из графика восстановление после первого цикла сдвиговых нагрузок до 102 сП происходит за 60 секунд, после второго цикла до 103 сП за также за 60 секунд, после третьего цикла до 102 сП за 60 секунд. Это дополнительно подтверждает сохранение упругих свойств жидкости для ГРП при внешнем воздействии.

Таким образом, представленные данные подтверждают достижение технического результата для жидкости для гидроразрыва пласта и способа её приготовления в части сохранения оптимальной для проведения операций ГРП вязкости (не менее 30 сП) в течение необходимого для проведения ГРП времени (не менее 90 минут, предпочтительно от 100 до 110 минут) при температуре до 90° включительно и с последующим полным распадом жидкости ГРП (потеря вязкости ниже 15 сП) в течение менее 160 минут, что обеспечивает повышение эффективности отделения проппанта от жидкости для ГРП и её удаления из пласта.

Для оценки сохранения динамики изменения вязкости жидкости с увеличением скорости сдвига при изменении температуры были приготовлены гели с концентрацией гелеобразователя 0,6 масс.% на разных типах воды (в том числе на дистиллированной воде) без добавления остальных компонентов. Как видно из фигуры 10 при использовании дистиллированной воды наблюдается большой перепад вязкости геля при изменении скорости сдвига. При использовании высокоминерализованной воды в результате взаимодействия полимерных цепочек геля с ионами, содержащимися в воде, наблюдается общее понижение вязкости, но перепад вязкости при изменении скорости сдвига меньший по сравнению с гелем на дистиллированной воде. Это позволяет сделать вывод, что при изменении нагрузки в процессе проведения ГРП свойства жидкости будут стабильны, что обеспечит высокую эффективность транспортировки проппанта.

Также было исследовано влияние изменения температуры на динамику изменения вязкости при увеличении скорости сдвига. На фигуре 11 представлены результаты этих исследований с использованием геля на воде с общей минерализацией 3,9 г/л без добавления остальных компонентов. Как видно из графиков наблюдается снижение влияния температуры при её увеличении на динамику вязкости при изменении скорости сдвига, при этом содержание ионов, участвующих в стабилизации образующейся структуры геля достаточно небольшое. Это позволяет сделать вывод, что в целом для гелей на высокоминерализованной воде обеспечивается снижение разницы в значениях вязкости геля с изменением скорости сдвига при изменении температуры, что обеспечивает сохранение вязкоупругих свойств геля для транспортировки проппанта при изменении внешних условий.

При сравнении реологических профилей жидкостей (в частности примеры 1, 4, 5, 8) наблюдается уменьшение значений вязкости жидкости с одинаковым содержанием гелеобразователя и деэмульгатора при увеличении концентрации деструктора. При этом для жидкости, не содержащей деструктор (фигура 9), значение вязкости сопоставимо со значениями вязкости жидкостей для ГРП с деструктором. Это позволяет сделать вывод о вероятном механизме стабилизации полимерных цепочек, описанном выше.

Представленные примеры подтверждают обеспечение сохранения свойств заявленной жидкости для ГРП при изменении внешних условий (нагрузки и температуры), что приводит к сохранению положения (распределения) проппанта в геле в процессе проведения ГРП, сохранение стабильности жидкости в течение необходимого времени для проведения операций по ГРП с последующим распадом жидкости.

Это также подтверждает достижение технического результата для способа обработки пласта (упрощение и повышение эффективности и экологичности) за счет использования высокоминерализованной воды, т.к. исключается необходимость дополнительной подготовки (нагрева), транспортировки и хранения воды, а также за счет эффективной транспортировки проппанта (связанной со свойствами жидкости для ГРП) с последующим отделением от жидкости для ГРП в связи с уменьшением её вязкости и эффективного удаления жидкости для ГРП после завершения операции по ГРП.

1. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, включающая синтетический гелеобразователь, деэмульгатор, деструктор, при этом содержание компонентов составляет, % масс.:

синтетический гелеобразователь 0,5 – 0,8
деэмульгатор 0,1 – 0,2
деструктор 0,05 – 0,12
высокоминерализованная вода остальное

2. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 6:1 до 14:1.

3. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.2, в которой соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 7,5:1 до 9:1.

4. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по пп.1-3, в которой синтетический гелеобразователь представляет собой полимер, выбранный из группы полиакриламидов или модифицированных полиакриламидов.

5. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой высокоминерализованная вода представляет собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.

6. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой деэмульгатор представляет собой поверхностно-активное вещество на основе оксиэтилированных жирных кислот.

7. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, в которой деструктор представляет собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония.

8. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, которая дополнительно включает стабилизирующую добавку в концентрации не более 0,4 масс.%.

9. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.8, в которой стабилизирующую добавку выбирают из группы спиртов либо группы растворимых органических солей.

10. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.9, в которой используется стабилизирующая добавка на основе смеси многоатомных спиртов.

11. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, которая дополнительно включает стабилизатор глин в концентрации не более 0,2%.

12. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.1, которая дополнительно включает высокотемпературный стабилизатор с концентрацией не более 0,4 масс. %.

13. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.12, в которой высокотемпературным стабилизатором является тиосульфат натрия.

14. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.5, в которой вода характеризуется содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.

15. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, при котором при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор в количестве от 0,1 до 0,2 масс.%, затем синтетический гелеобразователь от 0,5 до 0,8 масс.%, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор в количестве от 0,05 масс.% до 0,12 масс.%.

16. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 6:1 до 14:1.

17. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.16, в котором соотношение концентрации синтетического гелеобразователя к деструктору составляет от 7,5:1 до 9:1.

18. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по пп.15-17, в котором синтетический гелеобразователь представляет собой полимер, выбранный из группы полиакриламидов или модифицированных полиакриламидов.

19. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором высокоминерализованная вода представляет собой подтоварную воду, либо смесь подтоварной и пресной вод, либо пластовую (сеноманскую) воду с общей минерализацией от 3,5 г/л до 17,5 г/л.

20. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором деэмульгатор представляет собой поверхностно-активное вещество на основе оксиэтилированных жирных кислот.

21. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором деструктор представляет собой добавку окислительного типа на основе персульфата аммония.

22. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором время гидратации составляет от 3 до 5 минут.

23. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором перед добавлением синтетического гелеобразователя дополнительно вводят стабилизирующую добавку в концентрации не более 0,4 масс.%.

24. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.23, в котором стабилизирующую добавку выбирают из группы спиртов либо группы растворимых органических солей.

25. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.24, в котором используется стабилизирующая добавка на основе смеси многоатомных спиртов.

26. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором перед введением синтетического гелеобразователя дополнительно вводят стабилизатор глин в концентрации не более 0,2%.

27. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.15, в котором дополнительно вводят высокотемпературные стабилизаторы с концентрацией не более 0,4 масс. %.

28. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта по п.27, в котором высокотемпературным стабилизатором является тиосульфат натрия.

29. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде по п.19, в котором вода характеризуется содержанием гидрокарбонат-иона до 1700 мг/л, ионов кальция и магния до 1000 мг/л, железа (общего) до 14 мг/л, бора до 12 мг/л, хлор-иона до 10500 мг/л, значением pH 5-8, общей минерализацией до 17,5 г/л.

30. Способ обработки пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, который включает добавление в жидкость для гидроразрыва пласта по любому из пп.1-14 проппанта и проведение гидроразрыва пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам повышения извлечения углеводородов с применением газов, таких как углекислый газ, азот, природный газ, сжиженный природный газ, сжиженный углекислый газ и/или их смеси, в комбинации с функционализированными материалами, такими как наночастицы или смеси наночастиц.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для стимуляции скважин методом гидравлического разрыва пласта. Предложен способ гидравлического разрыва пласта, включающий следующие этапы: спускают хвостовик с заколонными пакерами и равнопроходными муфтами ГРП, далее на колонне НКТ/ГНКТ спускают ключ, с помощью которого открывают муфты, при этом колонну НКТ/ГНКТ размещают над нижней муфтой, выполняют промывку заколонного интервала при открытом штуцере на поверхности и отсутствии противодавления в затрубном пространстве.

Заявлен способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации. Техническим результатом является упрощение и ускорение операций по подготовке нефтяных и газовых скважин к эксплуатации, повышение производительности используемого оборудования и снижения затрат времени.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат заключается в обеспечении возможности регулирования времени стабильности жидкости в течение необходимого времени для проведения операции при высоких температурах и последующий полный ее распад, упрощении и повышении эффективности и экологичности способа обработки.

Изобретение относится к способу, применяемому для наземного сейсмическогомониторинга гидравлического разрыва пласта углеводородов. В процессе мониторингового режима съемки осуществляется непрерывная регистрация сейсмического волнового поля от нескольких часов до нескольких суток, что позволяет оценить изменение уровня микросейсмической эмиссии.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи, в частности для вовлечения в разработку слабопроницаемых зон пласта залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации притока углеводородов посредством кислотной обработки продуктивного пласта при освоении и эксплуатации скважин, пробуренных на сложнопостроенные горизонты, залегающие в условиях низких температур и содержащие в минеральном составе пород соли галита, а в пустотном пространстве флюидопроводящих коллекторов остаточную высокоминерализованную воду с содержанием солей хлоридов более 150 г/л.

Изобретение относится к нефтегазовой области, операциям гидроразрыва пласта (ГРП), в частности к способам проведения электромагнитного мониторинга ГРП. Техническим результатом является обеспечение возможности более точного определения проппанта в трещинах ГРП, а также совершенствование способа проведения электромагнитного мониторинга за счет выбора положения источника электромагнитного поля, при котором происходит максимальный электромагнитный отклик от проппанта.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для образования трещин в скважинах с целью дегазации угольных и соляных пластов, отделения блоков от массивов, добычи ценного кристаллического сырья и строительного камня, обрушения кровли.

Заявлен способ дегазации угольного пласта. Изобретение относится к разработке пологопадающих угольных пластов и может быть использовано для их дегазации.

Изобретение относится к области газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении производительности газовых скважин ПХГ за счет интенсификации притока газа.

Предложенная группа изобретений относится к области нефтегазодобычи, в частности к технологическим составам, используемым для повышения проницаемости продуктивных пластов посредством осуществления гидроразрыва пласта, и может быть использовано для приготовления жидкости гидроразрыва пласта с использованием альтернативных источников воды, таких, например, как минерализованные подтоварные воды, смеси подтоварных и пресных вод, пластовые воды. Жидкость для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде включает синтетический гелеобразователь, деэмульгатор, деструктор. Содержание компонентов составляет, масс.: синтетический гелеобразователь 0,5–0,8; деэмульгатор 0,1–0,2, деструктор 0,05–0,12; высокоминерализованная вода - остальное. Способ приготовления жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде заключается в том, что при перемешивании в высокоминерализованную воду добавляют деэмульгатор, затем синтетический гелеобразователь, проводят гидратацию гелеобразователя, вводят в полученный гель деструктор. Способ обработки пласта с использованием жидкости для гидроразрыва пласта на основе синтетического гелеобразователя и на высокоминерализованной воде, который включает добавление в вышеуказанную жидкость для гидроразрыва пласта проппанта и проведение гидроразрыва пласта. Технический результат - одновременное сохранение оптимальной для транспортировки проппанта вязкости при проведении операций ГРП в течение необходимого для проведения ГРП времени при температуре до 90°С включительно и с последующим распадом жидкости ГРП в течение 160 минут. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил., 2 табл.

Наверх