Жидкости и материалы, применяемые при ГРП

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе.

• 1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент — вода намного дешевле, чем нефть, конденсат, метанол и кислота.
• 2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.
• 3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно, они не взрывоопасны.

Жидкости на водной основе легко доступны.

Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960;х была найдена замена — гуаровый клей — это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованы в конце 1960;х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем, которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается, связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960;х состоял из 9586 г/м3 гуарового соединителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960;х, начале 1970;х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработано новое поколение соединителей. Полимерные молекулы соединителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретизирует, что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления, или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущеюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давление, увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980;е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время, чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено, чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дисперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описаны ниже:

• 1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.
• 2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе Самый простой на нефтяной основе гель разрыва возможен сегодня это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшала более сырые нефти и увеличивала термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127 °C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях, как и солевые жидкости разрыва в течение многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры, включая гидроксипропилцеллюлозу и гидроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет, даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970;х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и продана. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3. Использование эмульсий типа «нефть в воде» направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва: Жидкости на основе пен, Энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

Измерение вязкости.

Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна, или воронки Марша.

Скорость сдвига при стандартный оборотах вискозимитра показана в таблице 3.7.

Таблица 3.7. Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра

Скорость сдвига при 100 об/мин (170 сек-1) моделирует вязкость жидкости в трещине разрыва. Показания вискозиметра Фанна при 300 об/мин соответствует вязкости 511 сек-1. Воронку Марша применяют для измерения вязкости в полевых условиях. Время истечения из воронки 500 мл жидкости называется показателем воронки Марша.

Регулирование фильтруемости.

Величина эффективности жидкости разрыва показывает, какой объем жидкости поглощается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Например, если эффективность жидкости равна 0,65, это означает, что 35% жидкости теряется, и лишь 65% жидкости образуют объем разрыва. Упрощенно можно сказать, что чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность. Однако, следует помнить, что хотя чрезмерная фильтрация нежелательна, от низкого поглощения не будет пользы, если не добавить в жидкость достаточное количество проппанта для надлежащего расклинивания трещины. Более низкая утечка жидкости также не даст трещине быстро сомкнуться и позволит проппанту выпасть из взвешенного состояния.

Для количественной характеристики потерь жидкости применяется коэффициент фильтруемости, в котором учтены порода пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва.

Несущая способность по проппанту.

Несущая способность по проппанту является функцией подачи насоса, вязкости, концентрации песка и трения о поверхность трещины разрыва. Во время гидроразрыва на проппант действуют как вертикальная, так и горизонтальная составляющие вектора скорости. Горизонтальная составляющая, обычно, гораздо больше вертикальной, благодаря чему проппант перемещается вместе с жидкостью. Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать до тех пор, пока трещина не сомкнется.

Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком CO2, для получения взвеси частиц проппанта используется турбулентность.

Трение.

При проведении гидроразрыва до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

Безопасность.

При выборе жидкости разрыва помимо опасности высокого давления, присутствующего при любом ГРП, следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.

Удаление и определение количества жидкости.

Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную энергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO2 или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

Расклинивающие материалы (проппанты).

Проппанты и расклинивание трещин разрыва.

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

• 1) типа, размера и однородности проппанта;
• 2) степени его разрушения или деформации;
• 3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее используемые размеры проппантов (таблица 3.8).

Таблица 3.8.

В дипломной работе имеется описание основных опасностей и вредностей при проведении гидравлического разрыва пласта и охраны окружающей среды.

По проведенному расчету дополнительная добыча нефти от проведения гидравлического разрыва пласта в 2005 г. составила 155,92 тыс. тонн, экономический эффект — 163,05 млн руб.

Таким образом, обобщая результаты выполненного анализа можно сделать вывод о положительном влиянии гидроразрыва пласта, отразившееся в позитивном изменении основных технологических показателей работы скважин.

• Ш В результате проведения работ по гидроразрыву отмечается существенное увеличение дебитов жидкости, снижение обводненности и как следствие возросшие дебиты нефти. Продолжительность эффекта не ограничивается рассматриваемым периодом, так как на протяжении 2,2 лет работы скважин после проведения работ по ГРП фактические дебиты выше базовых.
• Ш В 2005 году дополнительная добыча нефти от ГРП составила 36,1% от годовой добычи по объектам БВ₈⁰ и БВ₈¹.
• Ш Наилучшие показатели эксплуатации после ГРП получены по пласту БВ₈⁰, когда гидроразрывом стимулирован только этот пласт. Прирост дебита нефти на 1скважину составил 35,3 т/сут, входная обводненность — 54,4%, текущие показатели работы скважин также выше по сравнению со скважинами, в которых выполнен ГРП в пластах БВ₈⁰⁻¹ или БВ₈¹.
• Ш Гидроразрыв в прерывистых коллекторах позволяет увеличить в них степень охвата по разрезу, подключая в активную разработку по созданной системе трещин запасы нефти, заключенные в невыработанных ранее пропластках.

Основное влияние ГРП в гидродинамически связанных коллекторах направлено на интенсификацию добычи. ГСК пластов БВ₈⁰⁻¹ и БВ₈¹, характеризуясь высокой степенью расчлененности, тем не менее обладают хорошими фильтрационно-емкостными свойствами, достаточно уверенно прослеживаются по площади и, следовательно, обводняются более интенсивно, нежели прерывистые коллекторы.

Для восстановления высоких темпов отбора рекомендовалось проведение повторных ГРП. Но повторные ГРП оказались неэффективными.

Ш Повторные ГРП увеличивают обводненность продукции и снижают прирост дебита нефти.

На основании опыта ОАО «Сургутнефтегаз», восстановление проницаемости трещин с помощью кислотных обработок является перспективным дополнением к ГРП.

• o Для восстановления эффективности ГРП рекомендуется вместо повторных ГРП применять следующие методы интенсификации притока нефти:
  • 1. химические методы очистки трещин в комплексе с методами механической очистки ПЗП (отбор жидкости струйным насосом, свабированием, понижением уровня азотно-компрессорным методом);
  • 2. для химических обработок необходимо использовать кислотные растворы, подобранные по объему и хим. составу, соотвествующими геолого-техническим условиям;
  • 3. глубоко-проникающие перфорационные системы в жидкостях, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов;
  • 4. изоляция водонасыщенных интервалов пласта и заколонного пространства скважины.

На Варьеганском месторождении ГРП является единственным методом, способствующим вовлечению в разработку прерывистых слабодренируемых коллекторов пластов БВ₈⁰ и БВ₈¹, низкопроницаемых коллекторов пластов БВ₁₀, ЮВ_1,2.

В результате проведения работ по гидроразрыву отмечается существенное увеличение дебитов жидкости, снижение обводненности и как следствие возросшие дебиты нефти.

Для восстановления эффективности ГРП рекомендуется использовать методы очистки трещин с целью улучшения их проницаемости. К таким методам можно отнести кислотную или глинокислотную обработки. В результате кислотного воздействия в добывающих скважинах продуктивность может достигнуть близких к максимальным значениям, полученных после ГРП.

Выбор и планирование скважин под ГРП должны осуществляться с учетом влияния системы нагнетательных скважин, а также энергетики пласта (текущих пластовых давлений).

Успех большинства проведенных ГРП в основном зависят от способности оценивать характеристики и несущие механизмы, те что контролируют проведение гидравлического разрыва пласта. Под механизмами при разработке понимается возможность внести необходимые изменения чтобы обеспечить оптимальное размещение проппанта и следовательно максимизировать экономические результаты.

Критические изменения в трещинообразовании призабойной зоне и изменения в размещении проппанта могут быть достигнуты при максимизировании вязкости жидкости, которая используется для создания трещины и переноса проппанта в призабойную зону. Используя представленный материал, стало возможным устранить преждевременное запесочивание и усовершенствовать полное размещение проппанта во многих других пластах.