ДОСЛІДЖЕННЯ ТРИЕТАНОЛАМІНУ В ЯКОСТІ ДЕСТРУКТИВНОЇ ДОБАВКИ ДО ТЕХНОЛОГІЧНОЇ РІДИНИ ГІДРАВЛІЧНОГО РОЗРИВУ ПЛАСТА
DOI:
https://doi.org/10.20998/2079-0821.2026.01.11Ключові слова:
гідравлічний розрив пласта, інтенсифікація видобутку вуглеводнів, програмне забезпечення, рідини гідророзриву, реологія рідинАнотація
Це дослідження зосереджене на всебічному вивченні реологічних властивостей та хімічних механізмів активації триетаноламіну (ТЕА) для його застосування як спеціалізованої добавки-деструктора в технологічних рідинах під час стимулювання видобутку вуглеводнів методом гідравлічного розриву пласта (ГРП). Запропонована технологія спеціально розроблена для впровадження в нових пробурених свердловинах або в тих, що проходять складні операції з капітального ремонту та свердловинного втручання. Основною метою дослідження є оцінка ефективності ТЕА як каталітичного активатора основного деструктора — персульфату амонію (APS) — у пластах, що характеризуються відносно низькими статичними температурами (до 38–40 °C). За таких температурних умов традиційні окиснювальні деструктори часто виявляють недостатню реакційну здатність, що призводить до неповної деградації гелю та подальшого погіршення провідності тріщини.
Експериментальна частина роботи включала розробку стабільної базової рецептури зшитого боратного гелю, що складається з технічної води, згущувача на основі гуару (2,4 кг/м³) та синергічної суміші біоцидів, стабілізаторів глин і поверхнево-активних речовин. Використовуючи високотискний реометр Brookfield моделі PVS, у дослідженні проаналізовано профілі залежності в'язкості від часу для різних рецептур за змодельованих пластових умов. Результати демонструють, що включення ТЕА в оптимальній концентрації 0,5 л/м³ успішно запускає розпад APS, гарантуючи, що рідина зберігає цільову в'язкість понад 200 сП для ефективного перенесення пропанту протягом необхідного часу закачування (приблизно 45 хвилин), досягаючи при цьому майже повного зниження в'язкості до 10–20 сП після обробки.
Крім того, дослідження встановлює критичну кореляцію між збільшенням завантаження деструктора та прискоренням профілю руйнування рідини, що є суттєвим для оптимізації заключних стадій обробки ГРП (промивка та фінальні пачки пропанту).
Посилання
Trends in U.S. Oil and natural Gas Upstream Costs – U.S. Energy Information Administration – March, 2016. https://www.eia.gov/analysis/studies/drilling/pdf/upstream.pdf?utm_source=chatgpt.com
Cao, X., Shi, Y., Li, W., Zeng, P., Zheng, Z., Feng, Y., & Yin, H. (2021). Comparative Studies on Hydraulic Fracturing Fluids for High-Temperature and High-Salt Oil Reservoirs: Synthetic Polymer versus Guar Gum. ACS Omega, 6(39), 25421–25429. https://doi.org/10.1021/acsomega.1c03394
Xin, H., Fang, B., Yu, L., Lu, Y., Xu, K., & Li, K. (2023). Rheological Performance of High-Temperature-Resistant, Salt-Resistant Fracturing Fluid Gel Based on Organic-Zirconium-Crosslinked HPAM. Gels, 9(2), 151. https://www.mdpi.com/2310-2861/9/2/151
Othman, A., Aljawad, M. S., Kamal, M. S., Mahmoud, M., Patil, S., & Alkhowaildi, M. (2022). Rheological Study of Seawater-Based Fracturing Fluid Containing Polymer, Crosslinker, and Chelating Agent. ACS Omega, 7(35), 31318-31326. https://pubs.acs.org/doi/10.1021/acsomega.2c03606
Shi, S., Sun, J., Lv, K., Liu, J., Bai, Y., Wang, J., ... & Li, J. (2023). Fracturing Fluid Polymer Thickener with Superior Temperature, Salt and Shear Resistance Properties from the Synergistic Effect of Double-Tail Hydrophobic Monomer and Nonionic Polymerizable Surfactant. Molecules, 28(13), 5104. https://doi.org/10.3390/molecules28135104
Mohammadi, S., Hemmat, A., Afifi, H., & Alemi, F. M. (2024). Improvement of the Rheological Behavior of Viscoelastic Surfactant Fracturing Fluids by Metallic-Type Nanoparticles. ACS Omega, 9(26). https://doi.org/10.1021/acsomega.4c03000
Shi, S., Sun, J., Mu, S., Lv, K., Bai, Y., & Li, J. (2025). Preparation and Properties of a Novel Multi-Functional Viscous Friction Reducer Suspension for Fracturing in Unconventional Reservoirs. Gels, 11(5), 344. https://doi.org/10.3390/gels11050344
Speight, J. G. (2016). Handbook of Hydraulic Fracturing. John Wiley & Sons, Inc., Hoboken, New Jersey. p. 187. http://ndl.ethernet.edu.et/bitstream/123456789/22758/1/Handbook%20of%20Hydraulic%20Fracturing.pdf
Yang Bai, Yujie Chen, Lingfeng Wu, Pingya Luo, Xin Zhang, Zhen Yang, Xin Chen, Research progress on nanoparticle-enhanced surfactant-based fracturing fluids: A comprehensive review. Chemical Engineering Research and Design, 2025. 220, 29-48, https://doi.org/10.1016/j.cherd.2025.06.040.
Huang, Q., Li, J., Liu, S. et al. Experimental study on the adverse effect of gel fracturing fluid on gas sorption behavior for Illinois coal. International Journal of Coal Science & Technology. 2021. 8, 1250–1261. https://doi.org/10.1007/s40789-021-00463-z
Shang J, Dong Z, Tan W, Zhang Y, Liang T, Xing L, Wang Z. A Review of Fracturing and Enhanced Recovery Integration Working Fluids in Tight Reservoirs. Processes. 2024. 12(6), 1241. https://doi.org/10.3390/pr12061241
Wu, Y.; Yan, X.; Huang, Y.; Zhao, M.; Zhang, L.; Dai, C. Ultra-deep reservoirs gel fracturing fluid with stepwise reinforcement network from supramolecular force to chemical crosslinking. Energy. 2024. 293, 130632 https://doi.org/10.1016/j.energy.2024.130632
##submission.downloads##
Опубліковано
Номер
Розділ
Ліцензія
All materials are published under the terms of the Creative
Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0) license. This
license allows:
-free copying and distribution of material in any format;
-adaptation and processing of the material for any purpose,
including commercial;
-subject to mandatory indication of authorship and reference
to the original source.
Full license text: https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
