RU2190093C2 - Hydraulic formation breakdown method - Google Patents
Hydraulic formation breakdown method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2190093C2 RU2190093C2 RU2000115624/03A RU2000115624A RU2190093C2 RU 2190093 C2 RU2190093 C2 RU 2190093C2 RU 2000115624/03 A RU2000115624/03 A RU 2000115624/03A RU 2000115624 A RU2000115624 A RU 2000115624A RU 2190093 C2 RU2190093 C2 RU 2190093C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vol
- water
- hydrochloric acid
- liquid glass
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 15
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 title abstract 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 8
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 21
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- -1 hydrochloric Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000009974 thixotropic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области повышения нефтедобычи, в частности к способу гидравлического разрыва пласта, которое может найти применение для повышения проницаемости нефтеносных пластов, имеющих температуру до 130oС.The invention relates to the field of increasing oil production, in particular to a method of hydraulic fracturing, which can be used to increase the permeability of oil-bearing formations having a temperature of up to 130 o C.
Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ гидравлического разрыва пласта [1], предусматривающий использование натриевого среднемодульного жидкого стекла, концентрированной кислоты, в том числе соляной, и воды. При этом используют 40% силикат натрия, воду, содержащую 2% КСl, и 31,45 вес.% хлористоводородную кислоту в количестве, необходимом для достижения рН 8-8,5. Следом за добавлением кислоты во время формирования геля его разбивают в течение 10 минут. Образовавшаяся система имеет две фазы - мелкодисперсные гелевые частицы и несвязанную воду. Для того чтобы придать этой системе однородность и тиксотропные свойства, к ней добавляют в необходимом количестве водорастворимые полимеры. Полученная жидкость для гидроразрыва пласта ограничена пластовой температурой, так как выше 70-75oС рабочие жидкости, включающие в себя водорастворимые полимеры, теряют свои структурно-механические свойства.The closest analogue to the claimed method is a method of hydraulic fracturing [1], involving the use of sodium soda liquid glass, concentrated acid, including hydrochloric, and water. In this case, 40% sodium silicate, water containing 2% KCl and 31.45 wt.% Hydrochloric acid are used in an amount necessary to achieve a pH of 8-8.5. Following the addition of acid during gel formation, it is broken for 10 minutes. The resulting system has two phases - fine gel particles and unbound water. In order to give this system uniformity and thixotropic properties, water-soluble polymers are added to it in the required amount. The resulting hydraulic fracturing fluid is limited by the reservoir temperature, since above 70-75 o With working fluids, including water-soluble polymers, lose their structural and mechanical properties.
Задачей настоящего изобретения является обеспечение использования его в пластах с температурой 70-130oС и в то же время повышение прокачиваемости, пескоудерживающей способности, низкой фильтруемоести, способности к снижению вязкости в заданный отрезок времени, за счет чего образуется увеличение продуктивности пласта в более широком диапазоне пластовых условий.The objective of the present invention is to ensure its use in formations with a temperature of 70-130 o C and at the same time increase pumpability, sand holding ability, low filterability, ability to reduce viscosity in a given period of time, due to which an increase in productivity of the formation is formed over a wider range reservoir conditions.
Указанная задача решается тем, что в способе гидравлического разрыва пласта, предусматривающем использование натриевого среднемодульного жидкого стекла, концентрированной соляной кислоты и воды, закачку в пласт жидкости разрыва, используют жидкость разрыва состава (об.%): указанное жидкое стекло 8-17, 20-23%-ная указанная кислота 0,05-3,6, остальное вода. This problem is solved by the fact that in the method of hydraulic fracturing, involving the use of sodium medium-modulus liquid glass, concentrated hydrochloric acid and water, injection of fracturing fluid into the reservoir, use a fracturing fluid composition (vol.%): The specified liquid glass 8-17, 20- 23% specified acid 0.05-3.6, the rest is water.
Изобретение иллюстрируется следующими примерами:
Пример 1.The invention is illustrated by the following examples:
Example 1
10 мл жидкого стекла натриевого (ГОСТ 13078-81, содержание основного вещества 38%) вливают в 84 мл пресной воды и взбалтывают 5-10 с, 2 мл концентрированной соляной кислоты (ТУ 2122-131-05807960-97, содержание НСl 21%) разводят в 4 мл воды и при перемешивании вливают в приготовленный разбавленный раствор жидкого стекла. Получают рабочую жидкость с рН 10,4, содержащую 10% стекла натриевого жидкого и 2% концентрированной соляной кислоты. 10 ml of sodium liquid glass (GOST 13078-81, the content of the main substance 38%) is poured into 84 ml of fresh water and shaken for 5-10 s, 2 ml of concentrated hydrochloric acid (TU 2122-131-05807960-97, Hcl content 21%) diluted in 4 ml of water and poured into the prepared diluted liquid glass solution with stirring. A working fluid with a pH of 10.4 is obtained containing 10% glass of sodium liquid and 2% concentrated hydrochloric acid.
Аналогично готовят жидкости, содержащие 8-17% стекла жидкого натриевого, 0,05-3,6% концентрированной соляной кислоты, остальное вода. В ходе лабораторных исследований определяют времена гелеобразования жидкостей разрыва, которые приведены в таблице 1. Similarly prepare liquids containing 8-17% glass of liquid sodium, 0.05-3.6% concentrated hydrochloric acid, the rest is water. In the course of laboratory studies, gelation times of rupture fluids are determined, which are shown in table 1.
Разрушение геля или деполимеризацию осуществляют при контакте его с водными растворами гидроксидов щелочных металлов. Разрушение геля происходит при рН>11,5. Скорость деполимеризации прямо пропорциональна температуре, при которой ее проводят. Необходимое для разрушения геля количество гидроксида натрия рассчитывают титрованием рабочей жидкостей до соответствующего значения рН и пересчитывают на закаченный объем. Образовавшийся в пласте в результате щелочной обработки раствор силиката щелочного металла постепенно вступает в реакцию с солями жесткости с образованием нерастворимого хлопьевидного осадка. Массовая доля двуокиси кремния в жидком стекле по ГОСТ 13078-81 составляет 24,3-31,9%, соответственно при максимальном количестве жидкого стекла в рабочей жидкости - 17 об.%, количество хлопьевидного осадка достигает 7,48%, что является средним показателем для рабочих жидкостей, в состав которых входят органические полимеры (в частности, для систем, содержащих полисахарид гуар, нерастворимый твердый осадок составляет 2-10%). The destruction of the gel or depolymerization is carried out by contact with aqueous solutions of alkali metal hydroxides. The destruction of the gel occurs at pH> 11.5. The depolymerization rate is directly proportional to the temperature at which it is carried out. The amount of sodium hydroxide necessary for breaking the gel is calculated by titration of the working fluids to the corresponding pH value and converted to the injected volume. The alkali metal silicate solution formed in the formation as a result of alkaline treatment gradually reacts with hardness salts to form an insoluble flocculent precipitate. The mass fraction of silicon dioxide in liquid glass according to GOST 13078-81 is 24.3-31.9%, respectively, with a maximum amount of liquid glass in the working fluid - 17 vol.%, The amount of flocculent precipitate reaches 7.48%, which is an average for working fluids, which include organic polymers (in particular, for systems containing guar polysaccharide, insoluble solid precipitate is 2-10%).
Применение рабочих жидкостей с содержанием жидкого стекла менее 8 об.% и более 17 об.% нецелесообразно, так как рабочие жидкости с содержанием жидкого стекла в этих пределах после превращения в гели способны выдержать напряжение смыкания трещин 35-75 МПа, а это наиболее распространенные условия для гидроразрыва пласта. Приготовление рабочих жидкостей с содержанием концентрированной соляной кислоты более 3,6 об.% и менее 0,05 об.% также нецелесообразно, так как в первом случае время гелеобразования при температуре приготовления рабочей жидкости (20-25oС) становится критически малым и возникает риск образования геля в смесителе, а во втором случае полимеризация может идти не в объеме с образованием геля, а линейно с образованием хлопьевидного осадка, т.е. гель может вообще не образоваться. Представленные в табл. 1 концентрации соляной кислоты для температуры 75-130oС оптимальны; так, за 8-16 с, в течение которых заканчивается формирование геля, потери на фильтрацию незначительны.The use of working fluids with a liquid glass content of less than 8 vol.% And more than 17 vol.% Is impractical, since working fluids with a liquid glass content within these limits after being converted into gels are able to withstand the crack closing stress of 35-75 MPa, and these are the most common conditions for hydraulic fracturing. The preparation of working fluids with a concentration of concentrated hydrochloric acid of more than 3.6 vol.% And less than 0.05 vol.% Is also impractical, since in the first case the gelation time at the temperature of the working fluid (20-25 o С) becomes critically small and occurs the risk of gel formation in the mixer, and in the second case, polymerization may not proceed in volume with gel formation, but linearly with the formation of a flocculent precipitate, i.e. the gel may not form at all. Presented in the table. 1 concentration of hydrochloric acid for a temperature of 75-130 o With optimal; so, for 8-16 s, during which gel formation ends, filtration losses are negligible.
Пример 2. Example 2
Обработка скважин способом гидравлического разрыва пласти с применением рабочей жидкости на основе жидкого стекла и соляной кислоты. Результаты представлены в таблице 2. Well treatment by hydraulic fracturing using a working fluid based on water glass and hydrochloric acid. The results are presented in table 2.
Способ гидравлического разрыва пласта с использованием в качестве жидкости разрыва состава, содержащего 8-17 об.% среднемодульного стекла натриевого жидкого, 0,05-3,6 об.% 20-23%-ной концентрированной соляной кислоты, остальное вода, позволяет повышать эффективность гидроразрыва пластов с температурой до 130oC. Благодаря свойствам жидкости разрыва способ тем надежнее и эффективнее, чем больше разница между температурой, при которой выдерживают рабочую жидкость, и температурой пласта. Гидрофильность рабочей жидкости позволяет избегать закупорки нефтеносных зон, что дает возможность использовать способ гидроразрыва для пластов с повышенной обводненностью и избежать риска снижения коэффициента продуктивности скважин по нефти. Простота приготовления рабочей жидкости на основе жидкого стекла и соляной кислоты делает этот способ легко доступным и экономически выгодным.The method of hydraulic fracturing using a composition containing 8-17 vol.% Average module glass of sodium liquid, 0.05-3.6 vol.% 20-23% concentrated hydrochloric acid as the fracturing fluid, the rest of the water allows to increase the efficiency fracturing of formations with a temperature of up to 130 o C. Due to the properties of the fracturing fluid, the method is more reliable and efficient, the greater is the difference between the temperature at which the working fluid is maintained and the temperature of the reservoir. The hydrophilicity of the working fluid avoids clogging of oil-bearing zones, which makes it possible to use the hydraulic fracturing method for formations with increased water cut and to avoid the risk of a decrease in the productivity index of oil wells. The ease of preparation of the working fluid based on liquid glass and hydrochloric acid makes this method easily accessible and cost-effective.
Литература
1. Патент США 4215001 (1980).Literature
1. US patent 4215001 (1980).
Claims (1)
Указанное жидкое стекло - 8-17
20-23%-ная указанная кислота - 0,05-3,6
Вода - ОстальноеThe method of hydraulic fracturing, involving the use of sodium medium-modulus liquid glass, concentrated hydrochloric acid and water, injection into the reservoir of a fracturing fluid, characterized in that the fracturing fluid of the composition, vol. %:
Specified Liquid Glass - 8-17
20-23% of the indicated acid - 0.05-3.6
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000115624/03A RU2190093C2 (en) | 2000-06-20 | 2000-06-20 | Hydraulic formation breakdown method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000115624/03A RU2190093C2 (en) | 2000-06-20 | 2000-06-20 | Hydraulic formation breakdown method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000115624A RU2000115624A (en) | 2002-07-10 |
| RU2190093C2 true RU2190093C2 (en) | 2002-09-27 |
Family
ID=20236315
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000115624/03A RU2190093C2 (en) | 2000-06-20 | 2000-06-20 | Hydraulic formation breakdown method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2190093C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256787C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
| RU2411355C2 (en) * | 2008-10-28 | 2011-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Саратовнефтехимсервис" | Procedure for isolation of fluid entry in oil and gas wells |
| RU2416025C1 (en) * | 2010-04-13 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks |
| RU2534374C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and supporting of layers |
| RU2744536C1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and fixation of formations |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4044833A (en) * | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
| GB1498472A (en) * | 1974-10-17 | 1978-01-18 | Dow Chemical Co | Formation fracturing with stable foam |
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| SU1710710A1 (en) * | 1990-04-02 | 1992-02-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Hydraulic fracture of fluid |
| SU1744245A1 (en) * | 1990-03-11 | 1992-06-30 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Method of formation fracturing |
| RU2007552C1 (en) * | 1991-12-06 | 1994-02-15 | Шеляго Владимир Викторович | Method of seam hydraulic break and device for its realization |
-
2000
- 2000-06-20 RU RU2000115624/03A patent/RU2190093C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1498472A (en) * | 1974-10-17 | 1978-01-18 | Dow Chemical Co | Formation fracturing with stable foam |
| US4044833A (en) * | 1976-06-08 | 1977-08-30 | Phillips Petroleum Company | Acid foam fracturing |
| US4215001A (en) * | 1978-10-20 | 1980-07-29 | Halliburton Company | Methods of treating subterranean well formations |
| SU1744245A1 (en) * | 1990-03-11 | 1992-06-30 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Method of formation fracturing |
| SU1710710A1 (en) * | 1990-04-02 | 1992-02-07 | Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Hydraulic fracture of fluid |
| RU2007552C1 (en) * | 1991-12-06 | 1994-02-15 | Шеляго Владимир Викторович | Method of seam hydraulic break and device for its realization |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256787C1 (en) * | 2004-01-13 | 2005-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases |
| RU2411355C2 (en) * | 2008-10-28 | 2011-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Саратовнефтехимсервис" | Procedure for isolation of fluid entry in oil and gas wells |
| RU2416025C1 (en) * | 2010-04-13 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and attachment of formations formed with loose uncemented rocks |
| RU2534374C1 (en) * | 2013-08-07 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and supporting of layers |
| RU2744536C1 (en) * | 2019-12-23 | 2021-03-11 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method of hydraulic fracturing and fixation of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
| CN102634328B (en) | Carboxymethyl hydroxypropyl guanidine gum fracturing fluid | |
| US6046140A (en) | Acid gels for fracturing subterranean formations | |
| CA2576157C (en) | Stabilizing crosslinked polymer guars and modified guar derivatives | |
| US3953340A (en) | Dissolving siliceous materials with self-acidifying liquid | |
| CA1211881A (en) | Composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| CA2315544A1 (en) | Fracturing method using aqueous or acid based fluids | |
| NO148787B (en) | MIXTURE FOR ACID TREATMENT OF POROE SUBSTANCES AND USE OF SAME | |
| EP3383968A1 (en) | High temperature crosslinked fracturing fluids | |
| US4191657A (en) | Compositions for acidizing subterranean formations | |
| CA2526673C (en) | Methods and compositions for breaking viscosified fluids | |
| RU2190093C2 (en) | Hydraulic formation breakdown method | |
| CN106479477B (en) | Encapsulated solid acid and preparation and application thereof | |
| US4231882A (en) | Treating subterranean well formations | |
| CN107201220B (en) | Method for improving viscosity of liquid carbon dioxide | |
| NO791408L (en) | PROCEDURE FOR MATRIX ACID TREATMENT OR BREAK-UP ACID TREATMENT OF AN UNDERGROUND FORMATION, A GEL COMPOSITION FOR USE OF THE PROCEDURE AND METHOD OF PREPARATION | |
| US4487866A (en) | Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| JPH0134555B2 (en) | ||
| US4548268A (en) | Method for oil recovery using a polymer containing fluid | |
| CN100357387C (en) | Water-base fracturing fluid with low harm to permeability of reservoir bed and diversion capability of crack | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| CN113637182B (en) | CO2-responsive smart hydrogels based on dynamic covalent bonds and their preparation methods and applications | |
| CN106833593A (en) | A kind of preparation method of the aqueous fracturing fluid of superior performance | |
| RU2132458C1 (en) | Liquid for hydraulic breakage of bed | |
| CA1193080A (en) | Method and composition for acidizing subterranean formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20030621 |