Ciecze do hydraulicznego szczelinowania na bazie kationowego surfaktantu

• Autorzy: Czupski Marek

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2022.01.02

Warianty tytułu

EN

Hydraulic fracturing fluids based on a cationic surfactant

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The aim of the work presented in the paper was to select the appropriate chemical agents and to develop a fluid system based on a surfactant for hydraulic fracturing of oil, gas and water reservoir rocks. In the single European market, there are problems with the availability of such fluid systems resulting from European Parliament and Council Regulation (EC) No. 1907/2006 REACH concerning the use of chemicals, through their registration and evaluation and, in some cases, authorisation and restriction on their marketing. Therefore, a cationic surfactant was used in the development of the fracturing fluid, which is applied as an ingredient in shampoos, hair care products, and fabric softeners, but there have also been attempts to use it as a drag-reducing agent. Based on rheological tests carried out in the range of ambient temperature up to 80°C, fluid compositions based on this surfactant have been developed. Rheological tests have also shown that the breaking of surfactant-based liquids may occur as a result of their contact with reservoir oil and/or as a result of adding a primary alcohol to them. In addition to rheological measurements, oscillatory tests were performed, which allowed for better recognition of the properties of the tested liquids. On their basis, the storage modulus (G′) and the loss modulus (G″) were determined for fluids with a surfactant concentration ranging from 1.5% to 6.0% at the temperature of 24°C. This allowed for the determination of frequency ranges in which the viscous or elastic properties of individual liquids was dominant. Swelling tests of a sample of claystone and mudstone rock very sensitive to contact with water showed that a fluid based on a cationic surfactant can effectively inhibit the swelling of clay minerals in relation to the solution of one of the commercially available temporary stabilizers. The results of the research presented in the paper are the basis for the possible application of the developed fluid compositions in hydraulic fracturing treatments after adjusting the surfactant concentration to the given reservoir temperature and after matching the fluid breaking method with the design assumptions, pumping scheme and reservoir conditions.

PL

Celem prac przedstawionych w artykule było wyselekcjonowanie odpowiednich środków chemicznych i opracowanie systemu cieczy do hydraulicznego szczelinowania skał zbiornikowych ropy naftowej, gazu ziemnego i wody, opartego na surfaktancie. Na wspólnym rynku europejskim występują problemy z dostępnością tego typu systemów płynów, wynikające z rozporządzenia (WE) nr 1907/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady w sprawie rejestracji, oceny, udzielania zezwoleń i stosowanych ograniczeń w zakresie che- mikaliów (REACH). Do opracowania cieczy szczelinującej użyto w związku z tym kationowego surfaktantu, który jest stosowany jako składnik szamponów, produktów do pielęgnacji włosów i płynów do zmiękczania tkanin, a podejmowane były również próby wykorzystywania go jako środka zmniejszającego opory przepływu. Na podstawie badań reologicznych przeprowadzonych w zakresie od temperatury otoczenia do 80°C opracowane zostały kompozycje cieczy na bazie tego surfaktantu. Testy reologiczne wykazały również, że upłynnianie cieczy na bazie surfaktantu może zachodzić w wyniku ich kontaktu z ropą złożową i/lub na skutek dodania do nich alkoholu pierwszorzędowego. Oprócz pomiarów reologicznych wykonano testy oscylacyjne, co pozwoliło na lepsze rozpoznanie właściwości badanych cieczy. Na ich podstawie w temperaturze 24°C wyznaczono moduł zachowawczy (G′) i moduł stratności (G″) dla cieczy o stężeniu surfaktantu w zakresie od 1,5% do 6,0%. Pozwoliło to na wyznaczenie zakresów częstotliwości, w których dominują właściwości lepkie lub sprężyste poszczególnych cieczy. Badania pęcznienia próbki skały ilasto-mułowcowej bardzo wrażliwej na kontakt z wodą wykazały, że ciecz na bazie kationowego surfaktantu może efektywnie inhibitować pęcznienie minerałów ilastych w stosunku do roztworu jednego z komercyjnych stabilizatorów tymczasowych. Rezultaty badań zaprezentowane w pracy stanowią podstawę do ewentualnego zastosowania opracowanych kompozycji cieczy w zabiegach hydraulicznego szczelinowania po dobraniu stężenia surfaktantu do temperatury złożowej oraz po dostosowaniu sposobu upłynniania cieczy do założeń projektowych, schematu pompowania i warunków złożowych.

Słowa kluczowe

EN

fracturing fluid; surfactant solution; measurements of rheological properties; oscillatory tests

PL

płyn szczelinujący; roztwór surfaktantu; pomiary właściwości reologicznych; testy oscylacyjne

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2022
• Tom: R. 78, nr 1
• Strony: 13--21
• Opis fizyczny: Bibliogr. 23 poz.

Twórcy

autor

Czupski Marek

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Brown J.E., King L.R., Nelson E.B., Ali S.A., 1996. Use of a viscoelastic carrier fluid in frack-pack applications. SPE Formation Damage Control Symposium, Lafayette, Louisiana. DOI: 10.2118/31114-MS.
• Crews J.B., 2009. Baker Hughes Inc., Patent USA 7595284B2.
• Crews J.B., 2010a. Baker Hughes Inc., Patent USA 7645724B2.
• Crews J.B., 2010b. Baker Hughes Inc., Patent USA 7655603B2.
• Crews J.B., Huang T., 2007. Internal breakers for viscoelastic-surfactant fracturing fluids. International Symposium on Oilfield chemistry, Houston, Texas, USA. DOI: 10.2118/106216-MS.
• Czupski M., 2007. Płyny na bazie środków powierzchniowo czynnych w zabiegach hydraulicznego szczelinowania. Nafta-Gaz, 63(12): 726–732.
• Fontana C., Muruaga E., Perez D.R., Cavazzolli G.D., Krenz A., 2007. Successful application of a high temperature viscoelastic surfactant (VES) fracturing fluids under extreme conditions in Patagonian wells, San Jorge Basin. EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition, London, U.K. DOI: 10.2118/107277-MS.
• Gupta D.V.S., Tudor E.H., 2005. BJ Services Co Canada, Baker Hughes Inc., Patent USA 6875728B2.
• Hull K.L., Sayed M., Al-Muntasheri G.A., 2016. Recent advances in viscoelastic surfactants for improved production from hydrocarbon reservoirs. SPE Journal, 21(4): 1340–1357. DOI: 10.2118/173776-PA.
• Kiljański T., 2014. Metody pomiaru własności sprężystolepkich. Inżynieria i Aparatura Chemiczna, 53(5): 344–346.
• Leitzell J.R., 2007. Viscoelastic surfactants: a new horizon in fracturing fluids for Pennsylvania. Eastern Regional Meeting, Lexington, Kentucky, USA. DOI: 10.2118/111182-MS.
• Mathis S.P., Pitoni E., Ripa G., Ferrara G., Conte A., Ruzic M., 2002. VES Fluid Allows Minimized Pad Volumes and Viscosity to Optimize Frac-Pack Geometry: Completion Type Evolution in Barbara Field, Central Adriatic Sea. European Petroleum Conference, Aberdeen, U.K. DOI: 10.2118/78317-MS.
• Nehmer W.L., 1988. Viscoelastic gravel-pack carrier fluid. SPE Formation Damage Control Symposium, Bakersfield, California. DOI: 10.2118/17168-MS.
• Norman W.D., Jasinski R.J., Nelson E.B., 1996. Schlumberger Technology Corp., Patent USA 5551516A.
• Palisch T.T., Duenckel R.J., Bazan L., Heidt H., Turk G.A., 2007. Determining realistic fracture conductivity and understanding its impact on well performance – theory and field examples. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, College Station, Texas. DOI: 10.2118/106301-MS.
• Raghavan S.R., Kaler E.W., 2001. Highly Viscoelastic Wormlike Micellar Solutions Formed by Cationic Surfactants with Long Unsaturated Tails. Langmuir, 17(2): 300–306. DOI: 10.1021/la0007933.
• Samuel M., Card R.J., Nelson E.B., Brown J.E., Vinod P.S., Temple H.L., Qu Q., Fu D.K., 1997. Polymer-free fluid for hydraulic fracturing. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas. DOI: 10.2118/38622-MS.
• Samuel M., Card R.J., Nelson E.B., Brown J.E., Vinod P.S., Temple H.L., Qu Q., Fu D.K., 1999. Polymer-free fluid for fracturing applications. SPE Drilling & Completion, 14(4): 240–246. DOI: 10.2118/59478-PA.
• Samuel M., Polson D., Graham D., Kordziel W., Waite T., Waters G., Vinod P.S., Fu D., Downey R., 2000. Viscoelastic surfactant fracturing fluids: applications in low permeability reservoirs. SPE Rocky Mountain Regional/Low-Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition, Denver, Colorado. DOI: 10.2118/60322-MS.
• Stewart B.R., Mullen M.E., Howard W.J., Norman W.D., 1995. Use of a solids-free viscous carrying fluid in fracturing applications: an economic and productivity comparison in shallow completions. SPE European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands. DOI: 10.2118/30114-MS.
• Yang J., Guan B., Lu Y., Cui W., Qiu X., Yang Z., Qin W., 2013.Viscoelastic Evaluation of Gemini Surfactant Gel for Hydraulic Fracturing. SPE European Formation Damage Conference & Exhibition, Noordwijk, The Netherlands. DOI: 10.2118/165177-MS.
• Zhao H., Nasr-El-Din H.A., Al-Bagoury M., 2015. A new fracturing fluid for HP/HT applications. SPE European Formation Damage Conference and Exhibition, Budapest Hungary. DOI: 10.2118/174204-MS.
• Akty prawne i dokumenty normatywne
• Rozporządzenie (WE) nr 1907/2006 Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 grudnia 2006 r.