34. Жидкости гидроразрыва на углеводной основе и их классификация.

К этому типу жидкостей гидроразрыва относятся загущенная нефть, инвертные эмульсии, мицеллярные растворы и поперечно сшитые гели.

В 1960-х гг. для увеличения вязкости углеводородных жидкостей гидроразрыва использовали алюминиевые соли карбоновых кислот (Вернем и др.). В 1970-х гг. в США их заменили эфиры фосфата алюминия, в частности для получения гелей на нефтяной основе. Оба способа загущения нефти базируются на ассоциативном механизме (Бейлер и др.) функциональные группы (R-группы) вместе с нефтью образуют экран вокруг полярной сердцевины из ионов алюминия (Д. Мак-Кензи, 1980). Полярные разновидности (так же, как вода, кислоты, соли, щелочи) входят в полярную сердцевину и влияют на ассоциацию ионов алюминия и групп эфиров фосфатов. Эти материалы способствуют повышению жесткости структуры или могут разрушить ее. Вязкость стандартного геля эфира фосфата алюминия регулируется изменением количества соединений алюминия и эфира фосфата. Чтобы улучшить высокотемпературные характеристики, вязкость геля можно повысить увеличением количества полимера, хотя при этом затрудняется перемещение жидкости из емкости к насосам. Как правило, для образования этих гелей необходимо несколько часов смешивания химических реагентов. Изменив источник алюминия и соотношение алюминий-эфир фосфата в геле можно получить композицию, которая быстро загущается (Дак Корд и др., 1985). Большое число исследований, касающихся развития, создания и регулирования свойств нефтяных гелей, проведено Л.А. Магадовой (Российская Федерация).

Следует заметить, что некоторые пласты нефти содержат большое количество парафинов и асфальтенов и часть из них несовместимы с гелеобразной системой эфира фосфата алюминия, поэтому требуется выполнение предварительных лабораторных исследований перед их промысловым применением.

К недостаткам жидкостей гидроразрыва на нефтяной основе относятся: их высокая стоимость, пожарная опасность, возможность нанесения вреда окружающей среде.

35. Гели на водной основе.

В комплект реагентов для водного геля как полимер-гелеобразователь входил продукт под названием WGA-1. Peaгент получают из гуара (индийского бобового растения, рис. 1, а). Он представлен гелезирующим агентом гидроксипропилгуаром, структура мономерной единицы которого

Структура гуара (а) и мономерной единицы, создающей гидроксипропилгуар (б)

36. Гели на нефтяной основе.

Эти гели применяют для гидроразрывов в породах, чувствительных к воде, с высоким процентным содержанием глин, используют для гидроразрывов как в нефтяных, так и в газовых пластах. В состав гелей на нефтяной основе (утлеводородные гели) входят гелеобразователь, сшиватель, активатор, деструктор, нефть или дизтопливо, керосин, или газоконденсат – как углеводородная среда.

В России успешно проведены испытания нефтяного геля фирмы «Clearwater Inc.». Гелеобразователями для его приготовления являются реагенты HGA-37 и HGA-44. Реагент HGA-37 содержит эфиры фосфорной кислоты в ароматическом растворителе. Как активатор используют продукт HGA-44, в состав которого входят пропанол и монопропаноламин (растворитель), аммонийное органометаллическое комплексное соединение.

Для гелезирования нефти их дозируют в количестве каждого от 6 до 20 л/м³. Деструктором в этой системе является продукт рН Breaker в количестве от 0,6 до б кг/м³.

Термостабильность нефтяного геля достигает 149°С.

Нефтяные гели характеризуются малой фильтратоотдачей (2-3 см³ за 30 мин). При необходимости можно регулировать значение этого показателя реагентом FL-100, прежде всего в водопроницаемых зонах.

Химизм процесса гелеобразования в углеводородной среде связывают с образованием ассоциированных комплексов большой молекулярной массы.

Исследование комплексообразования в углеводной среде представляют большой практический интерес для нефтегазодобычи.

Комплексообразователями могут служить алюминиевые соли органических ортофосфорных эфиров разного структурного строения. Они плохо растворимы в углеводородах, поэтому образуют не истинные растворы, а коллоиды. При нагревании их растворимость увеличивается и, следовательно, повышается вязкость геля. Стимулирующую роль при этом могут играть активаторы образования ассоциированных комплексов. Это дает возможность при неизменном количестве гелеобразователя увеличивать термостабильность, а вместе с тем и вязкость. Характерно, что вязкость нефтяных гелей может существенно повышаться в области малых значений скоростей сдвига, что особенно важно во время остановок процесса гидроразрыва (не будет осаждаться пропант в стволе скважины), вместе с тем при высоких скоростях сдвига эти связи разрываются (резкое снижение вязкости происходит при увеличении скорости сдвига до 160 с^-1). Интересно, что при фильтрации структурированных нефтяных гелей наблюдают эффект «губки», при котором происходит незначительное обособление углеводной жидкости – основы геля с малой вязкостью – без разрушения структуры геля. Вследствие этого пласт не блокируется гелеобразными частичками

Таким образом, перспективы применения нефтяных гелей большие, несмотря на известные их недостатки (пожарная и экологическая опасность).