Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор (стр. 7 )

Во время проведения ГРП очень важно контролировать водоотдачу, потому что высокая ее скорость уменьшает длину и ширину трещины, которые могли бы быть созданы при данном объеме жидкости. Чем выше скорость фильтрации жидкости в пласт, тем меньше ее эффективность. Эффективность жидкости представляет собой отношение объема трещины к объему закачанной жидкости. Таким образом, эффективность жидкости характеризует объем профильтровавшейся в пласт жидкости при проведении ГРП:

Низкая эффективность жидкости может привести к преждевременному экранированию трещины (screenout). Когда это происходит, устьевое давление чрезмерно возрастает и дальнейшая закачка становится невозможной, поэтому операция прекращается преждевременно.

Фильтрация жидкости в пласт может значительно влиять на проницаемость кf и проводимость w*kf трещины. Высокие потери жидкости могут вызвать снижение проводимости вследствие осаждения большого количества твердых частиц на стенках трещины (образованию фильтрационной корки) и в проппантной упаковке. Присутствие любых твердых частиц влечет к снижению проводимости трещины. Этот тип загрязнения трещины обычно может быть минимизирован с помощью:

контроля  водоотдачи  (например,  использование  сшитых гелей); оптимизации концентрации полимерных загустителей; использования эффективных разрушителей вязкости.

Способность жидкости к водоотдаче может быть объяснена на основе коэффициента коркообразования при фильтрации жидкости (wall-building fluid loss coefficient, Cw, фут3/фут2[мин]1/2) и объема профильтровавшейся в пласт жидкости (spurt volume, Vspr, галл/фут2).

Эти величины обычно определяются в лабораториях сервисных компаний с использованием образцов жидкости и керна различной проницаемости. Cw и Vspt используются в компьютерных моделях для расчета эффективности жидкости.

Вязкость жидкости также обеспечивает сопротивление фильтрации в пласт и описывается коэффициентом вязкостного контроля фильтрации жидкости (viscosity-controlled fluid loss coefficient, Cv). К тому же влияние на общую эффективность жидкости оказывает сжимаемость пластовых флюидов. Коэффициент, характеризующий фильтрацию жидкости с учетом сжимаемости (compressibility-controlled fluid loss coefficient, Сc), используется для описания влияния сжимаемости пластовых флюидов на общие потери жидкости в пласт. Из всех компонент, влияющих на эффективность жидкости, Cw и Vspt  являются наиболее значимыми.

При проведении ГРП контроль водоотдачи осуществляется с помощью увеличения вязкости рабочей жидкости путем добавления инертных порошков (таких как полимерные производные и т. д.) для блокировки норового пространства, способствующего фильтрации жидкости. Во многих случаях в жидкость добавляют небольшое количество углеводородов (например, от 1% до 5% дизеля). Так как дизель является жидкостью и обычно выносится вместе с гелем, в некоторых случаях он представляет собой прекрасный незагрязняющий понизитель фильтрации.

При полевых работах, сервисные компании обычно рассчитывают эффективность жидкости FE с помощью данных нагнетательного теста (из мини-ГРП), используя теоретические зависимости, предложенные Нольте (Nolte). Эффективность жидкости, рассчитанная таким образом, показывает характер фильтрации жидкости в определенном интервале. Однако полученные после интерпретации результаты не всегда являются точными, так как рассматриваются потери определенной жидкости, используемой при нагнетательном тесте, и характер ее фильтрации через рассчитанную площадь трещины. Тем не менее, эффективность жидкости, рассчитанная из нагнетательного теста, служит для оценки качества спроектированного ГРП и для проведения необходимых изменений в дизайне операции, касающихся размера «подушки» (объема жидкости разрыва) и т. п.

Потери давления на трение

Жидкости ГРП должны быть достаточно стабильными: способными сохранять вязкостные свойства под воздействием вибрации во время транспортировки и закачки жидкости в пласт. Более вязкие жидкости обычно создают большие потери давления на трение, чем жидкости разжижающиеся при сдвиге. Большинство используемых жидкостей сшиваются, т. е. в закачиваемый в скважину гель добавляют химически замедленный сшиватель. Эта процедура позволяет закачивать большее количество проппантной смеси. Процесс сшивания может регулироваться при достижении жидкостью перфорационных отверстий для обеспечения большей вязкости.

Наилучшим поставщиком данных о потерях давления на трение является сервисная компания. Существует множество переменных, влияющих на свойства сшитой жидкости:

концентрация полимеров в жидкости; рН; время; тип сшивателя; температура жидкости.

Так как потери давления на трение в НКТ являются главной составляющей устьевого давления, то ее точное определение является необходимым для проектирования рабочего устьевого давления и определения необходимой гидравлической мощности.

Совместимость жидкости ГРП

Во время проведения ГРП рабочая жидкость находится в непосредственном контакте с породой и пластовыми флюидами, поэтому очень важно, чтобы она была совместима с породой. При планировании операции ГРП на новых месторождениях проводят лабораторные исследования с использованием образцов керна для определения совместимости используемой жидкости с породой и пластовыми флюидами. Несовместимая жидкость может вызвать разбухание и миграцию глин, образование эмульсий и ухудшение относительных проницаемостей после проведения ГРП.

Типы пластовых глин

Структура глин является характеристикой определенного типа глин. Примеры пластовых глин изображены на рис. 22А-22Г. Их присутствие легко определимо с помощью растровой электронной микроскопии. Структура минералов определяется зарядами ионов и расположением составляющих его атомов.

Иллит - В определенных условиях иллитовые глины могут вызвать повреждение проницаемости пласта за счет миграции и закупоривания ее частицами поровых каналов. В породах с высоким содержанием иллита при проведении кислотной обработки необходимо контролировать скорость закачки и поведение рабочего давления для гарантии отсутствия загрязнения. Поэтому присутствие илита в породе должно быть определено путем контроля всплесков давления и объема закачанной во время обработки рабочей жидкости.

Каолинит - гексагональные кристаллы каолинита обычно отлагаются в поровом пространстве пачками. Каолиновая глина может быть стабилизирована с помощью ингибиторов (или NH4CI).

Хлорит - значительное количество хлорита может вызвать проблемы, связанные с применением кислотной обработки. Он содержит железо и имеет некоторую растворимость в НС1. Присутствие хлорита в небольшом количест ве иногда полностью ликвидируется соляной кислотой. Тем не менее, хлорит часто отлагается вместе с другими глинами (каолинит и иллит), и реакция с кислотой увеличивает проблемы с миграцией глин. Содержание железа после растворения хлорита кислотой обычно не имеет значения, любое его количество в растворе

Рисунок 22 – Примеры пластовых глин

удаляется с помощью комплексообразующих соединений, рекомендуемых к использованию при проведении кислотной обработки.

Монтмориллонит - в небольших количествах (<3%) монтмориллонит обычно не вызывает значительных проблем при кислотной обработке. Содержание монтмориллонита в обрабатываемых породах в количестве 5-10% может вызвать глубокое ее повреждение. Поэтому при наличии сильного загрязнения и содержании монтмориллонита более 5% может быть необходимым проведение небольшого ГРП для удаления влияния положительного скин-фактора.

В большинстве операций ГРП в рабочую жидкость на водной основе добавляют хлорид калия (КС1), хлорид аммония (NH4CI) или органические стабилизаторы глин для обеспечения ее совместимости с породой.

Химические добавки, называемые поверхностно-активными веществами (ПАВ), часто добавляются в жидкости ГРП для предотвращения образования вторичных эмульсий в нефтяных скважинах. ПАВ показали себя как эффективное средство для снижения поверхностного натяжения рабочей жидкости и облегчения очистки скважины после ГРП.

Очистка скважины от жидкости разрыва

Несмотря на стоимость рабочей жидкости или комплексность ее химического состава, после успешной транспортировки проппанта в трещину она становится обузой для данной скважины. После ГРП жидкость должна быть извлечена на поверхность в том объеме, в каком это возможно. Очень важно чтобы в гель были добавлены эффективные разрушители вязкости для облегчения выхода жидкости на поверхность.

Так как пластовые условия очень разнообразны, оптимальная процедура возврата рабочей жидкости на поверхность определяется после проведения нескольких ГРП на данной территории. В высокодебитных газовых скважинах, в которых был проведен ГРП с применением проппанта, вероятна необходимость изменения процедуры возврата рабочей жидкости для оптимизации закрытия трещины и контроля количества проппанта, выносимого на поверхность.

Иногда в жидкости ГРП добавляют азот или двуокись углерода (СО2) для облегчения ее выноса на поверхность. Некоторые пласты с низким давлением реагируют на применение пен в качестве жидкости разрыва, которая на 60-70% состоит из газа, на 30-40% из воды (или нефти) и содержит вспенивающие ПАВ. При извлечении жидкости разрыва применяют не только пены для снижения ее плотности, но и меньший ее объем, обеспечивающий меньший контакт с породой и меньшее ее количество для извлечения.

Невспенивающий газ редко используется для облегчения выноса жидкости разрыва на поверхность при очистке скважины после ГРП. Для повышения эффективности применения пен скважина должна быть открыта сразу после проведения ГРП, так как газ еще растворен в жидкости и не выделяется из нее.

Доступные жидкости ГРП

Жидкость разрыва является одной из двух наиболее важных компонент гидравлического разрыва пласта (вторая - проппант - будет рассмотрена позднее). Выбор жидкости разрыва всегда является очень важным решением. Для этого необходимо рассмотреть следующие факторы:

свойства пласта; цель ГРП; эффективность очистки скважины после ГРП; стоимость жидкости.

Свойства пласта