Состав для гидравлического разрыва пласта

(19) (11) 159 5 Е 21 В 43/ САНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ гаторы типа щиеся в не- тной актив- нные слои сами (стру.к- . ю на сдвиг).; остно-а ктивмульгаторы. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯПРИ ГКНТ СССР АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(54) СОСТАВ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, являющимся гидрофобными эмульсиями; применяющимся для гидравлического разрыва нефтяных и газовых пластов, бурения скважин, глушения и консервации скважин, проведения перфорационных работ в скважинах, а также для ограничения водопритоков.. Цель изобретения - расширение интервала рабочих температур до 65 С при последующей температурной деструкции при 850 С.Высокомолекулярные эмульасфальтогенов и смол, содержати, обладают слабой поверхносностью, но образуют адсорбциовысокими защитными свойствтурной вязкостью и прочностьДеэмульгаторы более поверхнны и менее эффективны как э(57) Изобрегение относится к горной промышленности. Цель - расширение интервала рабочих температур до 65 С при последующей температурной деструкции при 85 С. Состав содержит углеводородную жидкость, ПАВ и воду, При этом в качестве углеводородной жидкости используют обезвоженную дегазированную нефть с плотностью от 720 до 900 кг/м при содержании парафинов до 60 и асфальтено-смолистых веществ до 35, Вязкость нефти при 20 С - до 30 мПа с. В качестве ПАВ используют дезмульгаторы неионогенного типа, а в качестве воды применяют пластовую или пресную воду. 2 табл. Они вытесняют асфаьтены и смолы из поверхностного слоя (адсорбционное вытеснение слабоповерхностно-активных веществ (ПАВ), образующих механически поочную пленку, более сильными ПАВ) и образуют пленки со слабыми механическими свойствами. Введение в состав эмульсион ной композиции деэмульгаторов неионогенного типа с концентрацией 0,1 - 0,5позволяет вытеснить асфальтено-смо- листые вещества из адсорбционных слоев (при концентрации их в нефти до 350), что позволяет разрушить водонефтяную эмульсию при 40 - 50 С за счет образования механически непрочных адсорбционных слоев,Приэтом асфальтено-смолистые вещества, содержащиеся в нефти, уже больше не играют роль эмульгаторов, и качество образуемой эмульсии не зависит от их содержания.П р и м е р 1, Используют состав, мас,о Углеводородная жидкостьплотностью 793 кг/м,содержанием парафинов 3,4 о ,асфальтено-смолистыхвеществ 2,0 , вязкостьюпри 20 С 1,7 мПа сКонденсированная сульфитно-спиртовая барда 3,5 69,2 Применение в качестве ПАВ деэмульгаторов неионогенного типа объясняется также тем, что неионогенные деэмульгаторы не образуют нерастворимых осадков при контакте с пластовой водой. Для увеличения температуры разрушения создаваемой жидкости разрыва до 65 - 85 С в систему дополнительно вводится КССБ, которая упрочняет образующиеся адсорбционные слои, Совместное присутствие в жидкбсти разрыва неионогенного деэмульгатора и КССБ в указанных концентрациях позволяет получить оптимальные для жидкости разрыва вязкость и пескоудерживающую способность. Вязкость водонефтяной эмульсии также зависит от вязкости исходной нефти.При использовании нефти вязкостью до 30 мПа с образуемая эмульсионная композиция обладает оптимальной вязкостью. Нефть вязкостью более 30 мПа с не рекомендуется использовать для приготовления эмульсионной композиции, так как при этом образуется эмульсия с большей вязкостью, чем это необходимо для процесса ГРП, а следовательно, композиция обладает большими фрикционными потерями, что энергетически невыгодно.Наличие в нефти до 6 отвердых парафинов не препятствует созданию эмульсионной композиции. Более высокое содержание парафина в нефти (высокопарафинистые нефти), используемой для приготовления эмульсионной композиции, ограничивается высокой температурой застывания нефти,При укаэанных физико-химических характеристиках нефтей; содержание парафина до 6 о , асфальтено-смолистых веществ до 35%, вязкость при 20 С до 30 мПа с, плотность нефтей находится в пределах 720 - 900 кг/м .При создании эмульсионной композиции для ГРП рекомендуется использовать углеводородные жидкостиплотностью 720 - 900 кгlм, содержаниемзпарафинов до 6 , асфальтено-смолистых веществ до 35%, вязкостью при 20 С до 30 мПа с.3,5 0,3 3,5 0,3 ПАВ (дисол ван) 0,3Водная фаза (пресная вода) 27П р и м е р 2. Используют состав, мас, ;Углеводородная жидкость5 плотностью 890 кг/м,содержанием парафинов 2,0,асфал ьтено-смолистыхвеществ 10,1 о ,вязкостьюпри 20 С 22,7 мПа с 69,210 Конденсированная сульфитно-спиртовая бардаПАВ (дисолван)Водная фаза (преснаявода) 2715 П р и м е р 3, Используют состав, мас,о ,Углеводородная жидкостьплотностью 885 кг/м,содержанием(парафинов - нет/асфал ьтено-смолистых20 веществ 31 , вязкостью28,1 мПа с 69,2Конденсированная сульфитно-спиртовая бардаПАВ (дисолван)25 Водная фаза (преснаявода) 27Результаты исследований представлены в табл,1 и 2,Композиция, образованная из нефтей с30 физико-химическими характеристиками, соответствующими приведенным интервалам,сохраняет указанные свойства, а именновязкость (86 - 224 сП) пескоудерживающуюспособность (более 5 сут) и стабильность в35 интеовале температур 65 - 85 С.Подбирая оптимальные соотношениянеионогенного ПАВ и КССБ, который в данном случае повышает температуру деэмульгирования (40 - 50 С для эмульсии без40 КССБ), получают эмульсию с необходимойтеь,пературой разрушения (65 - 85 С дляэмульсии, содержащей КССБ),При содержании КССБ менее 2 мас,%вязкость эмульсии слишком мала (менее45 85 сП), увеличение содержания КССБ (более 5 мас.%) сильно увеличивает вязкостьсистемы (более 250 сП), что нежелательно,так как при такой вязкости возникают большие потери на трение, что связано с боль 50 шими энергозатратами,Использование в составах больших количеств ПАВ (более 0,5 мас, ) нецелесообразно из экономических соображений, таккак эффект достигается уже при указанных55 концентрациях. При содержании ПАВ менее 0,1 мас.эмульсия не получается,Формула изобретенияСостав для гидравлического разрывапласта, содержащий углеродную жидкость,1597445 30 мПа с. а в качестве поверхностно-ак-.,тивного вещества используют деэмульгаторы неионогенного типапри следующемсоотношении ингредиентов, мас,: 5 Указанная обезвоженнаядегазированная нефть 68,5 - 69,9Конденсированнаясульфитно-спиртоваябарда 2 - 5 10 Деэмульгаторы неионогенноготипа 0,1 - 0,5Вода Остальное поверхностно-активное вещество и воду, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью расширения интервала рабочих температур состава до 65 С при последующей темпера-. турной деструкции при 85 С, он дополнительно содержит конденсированную сульфитно-спиртовую барду, в качестве углеводородной жидкости используют обезвоженную дегазированную нефть с плотностью 720 - 900 кг/м и ри содержанииэпарафинов до 6, асфальтено-смолистых веществ до 35 и с вязкостью при 20 С до Таблица 1 Пескоудерживающаяспособность,сут Пример Содержание компонентов в составе,мас.85 85 85 65 65 65 5 5 5 69,2 69,2 69,2 27 27 27 0,3 0,3 0,3 3,5 3,5 3,5 93 153 205 Таблица 2 15 Температура, при которой исчезает вязкость эмульсии,Пример Содержание компонентов в составе,мас. ф Пескоудер- живающая способность, сут Вязкость, сп (20 С) Углеводо Воднаяроднаяфаза ПАВ (ди- КССБсолван) фаза-обез-(пластовоженная, вая вода) дегазиро-ванная нефть 85 85 85 65 65 65 5 5 5 88 152 200 69,2 69,2 69,2 0,3 0,3 Ф;3 27 27 27 3.5 3,5 3,5 Составитель А.СоколовТехред М.Моргентал Корректор С,Шекмар Редактор О.Головач Заказ 3035 Тираж 487 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретенияи открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101 Углеводородная фаза обезвоженная. дегазированная не ть Температура, при которой эмульсия сохраняется полностью,С Температура, при которой эмульсия сохраняется полностью,Температура, при которой исчезает вязкость эмульсии, С