Подать статью
Стать рецензентом
EN
Том 279
Страницы:
70-81
В печати
Научная статья
Геотехнология и инженерная геология

Анализ влияния вязкоупругих свойств синтетической жидкости гидроразрыва пласта на пескоудерживающую способность

Авторы:
Д. В. Имангулов1
А. И. Пономарев2
Д. В. Кашапов3
Об авторах
  • 1 — аспирант Уфимский государственный нефтяной технический университет ▪ Orcid
  • 2 — д-р техн. наук профессор Уфимский государственный нефтяной технический университет ▪ Orcid
  • 3 — канд. техн. наук доцент Уфимский государственный нефтяной технический университет ▪ Orcid
Дата отправки:
2025-05-06
Дата принятия:
2026-03-04
Дата публикации онлайн:
2026-05-18

Аннотация

Одна из актуальных научных проблем в области интенсификации добычи углеводородов из залежей с трудноизвлекаемыми запасами методом гидравлического разрыва пласта – недостаточная изученность влияния упругих свойств жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) на эффективность удержания пропанта при инициировании трещин в призабойной зоне скважины. Ранние отечественные и зарубежные исследования пескоудерживающих свойств утверждают, что ключевую роль в удержании пропанта играет вязкость жидкости, однако последние данные показывают значительное влияние упругих свойств полимерных систем, особенно при применении низковязких синтетических жидкостей ГРП на основе полиакриламида (ПАА). Цель настоящего исследования заключается в фундаментальном обосновании влияния вязкоупругих свойств жидкостей ГРП на эффективность удержания пропанта. Статья содержит методологию и результаты лабораторных исследований по оценке вязкоупругих и пескоудерживающих свойств жидкостей ГРП на основе ПАА и гуарового полимера. Исследования показывают, что жидкости ГРП на основе ПАА с низкой эффективной вязкостью системы обладают более выраженными упругими свойствами в сравнении с линейными гуаровыми гелями: время релаксации и первая разность нормальных напряжений для синтетической жидкости ГРП, соответственно, в 1,99 и 4 раза превышают аналогичные показатели для линейного геля. Результаты исследований подтвердили, что скорость оседания пропанта в жидкости ГРП на основе ПАА в статических условиях оказалась в 28 раз ниже, чем в линейном гуаровом геле при эквивалентной концентрации активного вещества. Упругие свойства жидкости ГРП оказывают весомое влияние на пескоудерживающую способность, что обосновывает перспективность применения низковязких синтетических жидкостей ГРП на основе ПАА для интенсификации добычи углеводородов из коллекторов с проницаемостью ниже 1 мД.

Область исследования:
Геотехнология и инженерная геология
Ключевые слова:
вязкоупругие свойства жидкость ГРП полиакриламид пескоудерживающая способность время релаксации первая разность нормальных напряжений
Финансирование:

Отсутствует

Перейти к тому 279

Литература

  1. Al-Hajri S., Negash B.M., Rahman M.M. et al. Perspective Review of Polymers as Additives in Water-Based Fracturing Fluids // ACS Omega. 2022. Vol. 7. Iss. 9. P. 7431-7443. DOI: 10.1021/acsomega.1c06739
  2. Садыков А.М., Сирбаев Р.И., Ерастов С.А. и др. Влияние жидкостей гидроразрыва пласта на остаточную проводимость проппантной пачки и фильтрационные свойства низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 7. С. 52-57. DOI: 10.24887/0028-2448-2023-7-52-57
  3. Feng Liang, Al-Muntasheri G., Ow H., Cox J. Reduced-Polymer-Loading, High-Temperature Fracturing Fluids by Use of Nanocrosslinkers // SPE Journal. 2017. Vol. 22. Iss. 2. P. 622-631. DOI: 10.2118/177469-PA
  4. Skauge A., Zamani N., Jacobsen J.G. et al. Polymer Flow in Porous Media: Relevance to Enhanced Oil Recovery // Colloids and Interfaces. 2018. Vol. 2. Iss. 3. № 27. DOI: 10.3390/colloids2030027
  5. Yang Zhang, Shuyue Xiao, Jincheng Mao et al. Construction of a Novel Fracturing Fluid with High Viscoelasticity Induced by Mixed Micelles // SPE Journal. 2023. Vol. 28. Iss. 4. P. 2080-2093. DOI: 10.2118/214670-PA
  6. Rock A., Hincapie R.E., Tahir M. et al. On the Role of Polymer Viscoelasticity in Enhanced Oil Recovery: Extensive Laboratory Data and Review // Polymers. 2020. Vol. 12. Iss. 10. № 2276. DOI: 10.3390/polym12102276
  7. Shengming Huang, Guancheng Jiang, Zilun Chang et al. Investigation of Novel Modified Nanoparticle-Enhanced Viscoelastic Surfactant Clean Fracturing Fluid System for Improving Oil Recovery in Low-Permeability Reservoirs // SPE Journal. 2025. Vol. 30. Iss. 11. P. 7177-7191. DOI: 10.2118/230307-PA
  8. Shenglong Shi, Jinsheng Sun, Kaihe Lv et al. Comparative Studies on Thickeners as Hydraulic Fracturing Fluids: Suspension versus Powder // Gels. 2022. Vol. 8. Iss. 11. № 722. DOI: 10.3390/gels8110722
  9. Biheri G., Imqam A. Proppant Transport Using High-Viscosity Friction Reducer Fracture Fluids at High-Temperature Environment // SPE Journal. 2022. Vol. 27. Iss. 1. P. 60-76. DOI: 10.2118/206750-PA
  10. Singh A., Xinghui Liu, Jiehao Wang, Rijken M.C.M. Novel Learnings of Proppant Transport Behavior in Unconventional Hydraulic Fractures // SPE Journal. 2022. Vol. 27. Iss. 5. P. 2980-3000. DOI: 10.2118/204135-PA
  11. Tomomewo O.S., Mann M., Anyim L. et al. Maximizing the Proppant Carrying and Viscoelastic Properties of the Bakken Hypersaline-Produced Water with High-Viscosity Friction Reducers for Sustainable Applications // SPE Journal. 2022. Vol. 27. Iss. 6. P. 3688-3703. DOI: 10.2118/200809-PA
  12. Zeynalli M., Al-Shalabi E.W., Waleed A. An Extended Unified Viscoelastic Model for Predicting Polymer Apparent Viscosity at Different Shear Rates // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2023. Vol. 26. Iss. 1. P. 99-121. DOI: 10.2118/206010-PA
  13. Costanzo S., Qian Huang, Ianniruberto G. et al. Shear and Extensional Rheology of Polystyrene Melts and Solutions with the Same Number of Entanglements // Macromolecules. 2016. Vol. 49. Iss. 10. P. 3925-3935. DOI: 10.1021/acs.macromol.6b00409
  14. Lotfollahi M., Farajzadeh R., Delshad M. et al. Mechanistic Simulation of Polymer Injectivity in Field Tests // SPE Journal. 2016. Vol. 21. Iss. 4. P. 1178-1191. DOI: 10.2118/174665-PA
  15. Alotaibi M.A., Miskimins J. Slickwater Proppant Transport in Hydraulic Fractures: New Experimental Findings and Scalable Correlation // SPE Production & Operations. 2018. Vol. 33. Iss. 2. P. 164-178. DOI: 10.2118/174828-PA
  16. Azad M.S. Characterization of Nonlinear Viscoelastic Properties of Enhanced Oil Recovery Polymer Systems Using Steady-Shear Rheometry // SPE Journal. 2023. Vol. 28. Iss. 2. P. 664-682. DOI: 10.2118/212824-PA
  17. Åsen S.M., Stavland A., Strand D., Hiorth A. An Experimental Investigation of Polymer Mechanical Degradation at the Centimeter and Meter Scale // SPE Journal. 2019. Vol. 24. Iss. 4. P. 1700-1713. DOI: 10.2118/190225-PA
  18. Costanzo S., Ianniruberto G., Marrucci G., Vlassopoulos D. Measuring and assessing first and second normal stress differences of polymeric fluids with a modular cone-partitioned plate geometry // Rheologica Acta. 2018. Vol. 57. Iss. 5. P. 363-376. DOI: 10.1007/s00397-018-1080-1
  19. Xiaojing Ge, Imqam A. Laboratory Comparative Study of Anionic and Cationic High-Viscosity Friction Reducers in Moderate to Extremely High Total Dissolved Solids Environments // SPE Journal. 2023. Vol. 28. Iss. 2. P. 876-893. DOI: 10.2118/212298-PA
  20. Куличихин В.Г., Малкин А.Я., Френкин Э.И., Семаков А.В. Измерения вязкоупругих свойств межфазных слоев на поверхности жидкости с помощью новой экспериментальной техники // Коллоидный журнал. 2019. Т. 81. № 6. С. 717-723. DOI: 10.1134/S0023291219060090
  21. Arnipall S.K., Ergun K. Settling Velocity of Particles in Viscoelastic Fluids: A Comparison of the Shear-Viscosity and Elasticity Effects // SPE Journal. 2018. Vol. 23. Iss. 5. P. 1689-1705. DOI: 10.2118/187255-PA
  22. Azad M.S., Japan J.T. Extensional Effects during Viscoelastic Polymer Flooding: Understanding Unresolved Challenges // SPE Journal. 2020. Vol. 25. Iss. 4. P. 1827-1841. DOI: 10.2118/201112-PA
  23. Силин М.А., Магадова Л.А., Крисанова П.К. и др. Возможности осцилляционного тестирования в промысловой химии // Нефтяное хозяйство. 2024. № 4. С. 97-102. DOI: 10.24887/0028-2448-2024-4-97-102
  24. Логинова М.Е., Агзамов Ф.А., Исмаков Р.А. Исследование вязкоупругих свойств буферных жидкостей для повышения качества крепления скважин // Промышленное производство и использование эластомеров. 2022. № 3-4. С. 39-48. DOI: 10.24412/2071-8268-2022-3-4-39-48
  25. McCormack K.L., McLennan J.D., Jagniecki E.A., McPherson B.J. Discrete Measurements of the Least Horizontal Principal Stress from Core Data: An Application of Viscoelastic Stress Relaxation // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2023. Vol. 26. Iss. 3. P. 827-841. DOI: 10.2118/214669-PA
  26. Zhenming Xu, Xianzhi Song, Zhaopeng Zhu. Development of Elastic Drag Coefficient Model and Explicit Terminal Settling Velocity Equation for Particles in Viscoelastic Fluids // SPE Journal. 2020. Vol. 25. Iss. 6. P. 2962-2983. DOI: 10.2118/201194-PA
  27. Tao Lin Sun, Feng Luo, Wei Hong et al. Bulk Energy Dissipation Mechanism for the Fracture of Tough and Self-Healing Hydrogels // Macromolecules. 2017. Vol. 50. Iss. 7. P. 2923-2931. DOI: 10.1021/acs.macromol.7b00162
  28. Zare Y., Rhee K.Y. Expression of normal stress difference and relaxation modulus for ternary nanocomposites containing biodegradable polymers and carbon nanotubes by storage and loss modulus data // Composites Part B: Engineering. 2019. Vol. 158. P. 162-168. DOI: 10.1016/j.compositesb.2018.09.076
  29. Kazemi A., Norouzi M., Nejad A.A. et al. An experimental study on the role and contribution of the first normal stress difference and elongational viscosity in immiscible viscoelastic Saffman-Taylor instability // Chemical Engineering Research and Design. 2023. Vol. 197. P. 211-227. DOI: 10.1016/j.cherd.2023.07.036
  30. Xiaojing Ge, Imqam A. How Anions and Cations Impact the Viscosity and Viscoelasticity of High-Viscosity Friction Reducers // SPE Journal. 2024. Vol. 29. Iss. 2. P. 1076-1090. DOI: 10.2118/218009-PA
  31. Кашапов Д.В., Шакиров Л.Р. Математическое моделирование оседания пропанта в горизонтальной скважине при проведении операции гидравлического разрыва пласта на маловязкой жидкости // Бурение и нефть. 2021. № 7-8. С. 60-65.
  32. Rixing Zhang, Nasr-El-Din H., Xiaochun Jin et al. Multiscale Investigation of a Less-Damaging Friction Reducer to Mitigate Formation Damage in Unconventional Shale Reservoirs // Improved Oil and Gas Recovery. 2019. Vol. 3. 18 p. DOI: 10.14800/IOGR.455
  33. Hai Qu, Yang Xu, Jun Hong et al. Experimental and Visual Analysis of Proppant-Slickwater Flow in a Large-Scaled Rough Fracture // SPE Journal. 2023. Vol. 28. Iss. 2. P. 477-495. DOI: 10.2118/212283-PA
  34. Hang Xu, Fujian Zhou, Hao Wu et al. Experimental Research on the Proppant Settling and Transport Characteristics of Silica Gel-Based Fracturing Fluid // SPE Journal. 2024. Vol. 29. Iss. 3. P. 1321-1336. DOI: 10.2118/218381-PA
  35. Kolle J.J., Mueller A.C., Baumgartner S., Cuthill D. Modeling Proppant Transport in Perforated Casing Based on Surface Testing // SPE Drilling & Completion. 2023. Vol. 38. Iss. 2. P. 358-369. DOI: 10.2118/209178-PA
Статистика
Просмотр аннотаций
48
Просмотр полного текста
10
Процитировано
Scopus:
0
Crossref:
0
Меню статьи

Похожие статьи

Опыт уточнения критической глубины удароопасности на рудном месторождении при переходе на подземный способ разработки
2026 В. Ю. Синегубов, М. Г. Попов, М. А. Вильнер, А. И. Тхориков
Микробиота коры выветривания Тургоякского месторождения каолина (Миасский район, Южный Урал)
2026 А. А. Георгиевский, Е. А. Жегалло, А. Ф. Георгиевский, В. М. Бугина, А. Е. Котельников
Новые данные о проявлении байкальской (тиманской) тектоно-магматической активизации на острове Западный Шпицберген
2026 А. Н. Сироткин, А. Н. Евдокимов, М. Ю. Бурнаева, Н. А. Румянцева
Исследование влияния массовых взрывов на законтурный массив
2026 Е. А. Шишкин, Е. Б. Шевкун
Потенциал оливина в транспорте воды в мантию при тепловом режиме промежуточной и горячей субдукции
2026 И. Н. Куприянов, А. Г. Сокол