Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор (стр. 8 )

Тип породы влияет на выбор жидкости разрыва. Например, если продуктивным коллектором является известняк или доломит, желательно проведение кислотного ГРП, когда для создания трещины используются загущенные гель и кислота.

Если запланировано проведение ГРП с применением проппанта, то такие параметры породы как ее глубина и температура будут влиять на выбор жидкости. Как было упомянуто, выбранная жидкость должна быть стабильна для обеспечения транспортировки проппанта в трещину. После завершения операции ГРП вязкость жидкости должна быстро деградировать.

Проницаемость пласта также влияет на выбор жидкости разрыва. Например, если проницаемость пласта высокая, то желательно применение жидкости, способной создавать широкие трещины. Если проницаемость пласта низкая, то желательно применение жидкости способной транспортировать проппант как можно глубже в пласт.

Когда пластовое давление низкое (градиент ниже 0,43 psi/фут), должны применяться жидкости, способные легко извлекаться на поверхность. Поэтому использование азота или двуокиси углерода может быть полезным для обеспечения выноса жидкости на поверхность.

Цель ГРП

Основной целью проведения ГРП является увеличение продуктивности скважины. Однако иногда ГРП небольшого объема могут быть использованы для ликвидации влияния загрязнения призабойной зоны и восстановления сообщения скважины с пластом. Редко ГРП используется в высокопродуктивных скважинах для увеличения добычи и обеспечения продолжительного высокого уровня добычи при минимальной депрессии. В большинстве низкопроницаемых пластов ГРП рассматривается как часть процесса заканчивания скважины. Следовательно, при таком разнообразии применения ГРП тип жидкости и ее свойства могут существенно отличаться.

Эффективность очистки скважины

Некоторые породы чувствительны к закачиваемым жидкостям. Например, некоторые газонасыщенные породы, имеющие низкую водонасыщенность могут быть склонны удерживать жидкость разрыва, приготовленную на водной основе. Другие породы могут содержать глины, чувствительные к воде. Пласты с низким давлением могут потребовать использования азота или двуокиси углерода для обеспечения эффективной очистки скважины. В некоторых породах использование спиртовых растворов в качестве базовой жидкости может быть выгодным для улучшения очистки скважины после ГРП.

Жидкости разрыва должны быть приготовлены так, чтобы их вязкость деградировала вскоре после завершения ГРП. Скорость разрушения геля зависит от:

типа используемой системы жидкости; типа и концентрации используемого разрушителя вязкости; объема операции.

Около 80% ГРП в настоящее время проводятся с использованием жидкостей на водной основе. Перед проведением ГРП в жидкость добавляются различные химические реагенты, обеспечивающие необходимые ее свойства. Жидкости на водной основе универсальны и имеют множество преимуществ. Преимущества и недостатки жидкостей на водной основе представлены в таблице 5.

Таблица 5. Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на водной основе

Преимущества	Недостатки
легко доступны низкая стоимость применимы как в нефтяных, так и в газовых пластах гибкий химический состав стабильность до 450° F  эффективная деградация при любых температурах широкий спектр источников относительно удобна при сме-шивании и закачке безопасна в использовании	потенциально вредна для некоторых пород даже при использовании КС1 или стабилизаторов глин потенциально вредна для некоторых нефтенасыщенных пород вследствие образования вторичных эмульсий снабжение водой в некоторых удаленных локациях может быть ограничено

Жидкости разрыва на нефтяной основе

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, так как считалось, что жидкости на водной основе были вредны для нефтяных пластов. Дегазированная сырая нефть использовалась при проведении первых ГРП в 1948 году, а загущенный напалм использовался в последующие 10 лет. Жидкости на нефтяной основе, используемые в настоящее время, значительно усовершенствованы, и их использование признано эффективным во многих частях мира. На сегодняшний день около 10% ГРП осуществляются с применением жидкостей на нефтяной основе. Дегазированная сырая нефть и конденсат до настоящего момента все еще используются при проведении ГРП на некоторых территориях, однако предпочтительнее применять дизель или керосин, так как они менее летучие.

ВНИМАНИЕ: Углеводороды летучи! При проведении каждой операции необходимо следовать инструкциям для подготовки и закачки легких углеводородов.

Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на нефтяной основе представлены в таблице 6.

Таблица 6. Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на нефтяной основе

Преимущества	Недостатки
•  совместимы  с  породами, чувствительными к воде •  эффективная  деградация вязкости  и  извлечение  после проведения ГРП •  минимальное устранение после проведения  ГРП,  так  как разрушенный гель может быть извлечен и «продан»	•  безопасность  является основным требованием при обслуживании, смешивании и закачке  жидкостей  на нефтяной основе •  может быть дорогостоящей в удаленных местах •  может  оказаться дорогостоящей, если процент ее извлечения низкий

Многофазные смеси

С развитием технологий создания жидкостей разрыва установлено, что операция ГРП иногда может осуществляться с использованием жидкостей, состоящих из нескольких типов основных жидкостей. Такие жидкости можно разделить на:

эмульсии; пены.

Эмульсии

Стабилизированные водонефтяные эмульсии являются доступными жидкостями для проведения ГРП. Обычно перед приготовлением эмульсии водная фаза загущается при помощи полимеров. Затем углеводороды (обычно дизель или керосин) смешиваются с загущенной водой. Полиэмульсии, используемые в настоящее время, являются прямыми (капельки нефти диспергированы в непрерывной водной фазе). Изменение водонефтяного фактора может повлиять на свойства полиэмульсионного флюида. На практике используются отношения фаз 50/50, 60/40 и 70/30.

Эмульгированные кислотные системы используются при кислотном ГРП. В зависимости от эмульгированной кислоты и границ применения ее тип может быть как прямой, так и обратный. Диспергирование нефти в загущенной кислоте ведет к замедлению химической реакции (важно в глубоких скважинах с высокой температурой). Потери давления на трение эмульгированной кислоты (особенно обратной эмульсии) относительно сравнимы с потерями загущенных  полимерных  кислот.  Эмульгированная  кислота обеспечивает более лучший контроль водоотдачи, чем загущенные кислоты, которые выгодны лишь в некоторых случаях их применения.

Преимущества и йедостатки эмульсий представлены в таблице 7.

Таблица 7. Преимущества и недостатки эмульсий

Преимущества

Недостатки

• превосходный  контроль водоотдачи • некоторые смеси имеют хорошую  термическую стабильность • ограничивается  степень подверженности  породы водой • очистка скважины после ГРП обычно эффективна

• требует добавления нефтяной смеси в водный раствор (опасно!) • ведет к созданию больших потерь давления на трение в трубах • может быть дорогостоящей • требует сильных эмульгаторов для обеспечения  стабильности эмульсии;  эмульгаторы  должны адсорбировать  на  поверхности породы для разрушения эмульсии •        смешивание в полевых условиях является более сложным, чем в случае жидкостей на водной основе, так как водная фаза загущается перед  приготовлением  эмульсии (образование эмульсии зависит от времени и эмульгаторов)

2.4 Назначение проппанта и его свойства

После завершения операции ГРП, осажденный в трещиине проппант должен удерживать ее в открытом состоянии и обеспечивать высокую проводимость канала. Способность проппанта выдерживать давление закрытия трещины в пластовых условиях и сохранять ее проводимость со временем зависит от его размера, прочности и концентрации в трещине. Поэтому выбор проппанта оказывает огромное влияние на результат ГРП.

Типы проппанта

После проведения первых операций по ГРП было установлено влияние проницаемости трещины на результаты работы скважины. Несмотря на то, что понимание механики процесса ГРП после 1949 года стало намного глубже, проводимость трещины w*kf остается одним из наиболее важных критериев.

В настоящее время в промышленности существует три основных типа проппанта:

песок; проппант средней прочности (ISP); высокопрочный боксит (HSP).

Песок представляет собой природный диоксид кремния. Он механически промывается, сушится и просеивается. ISP и HSP представляют собой синтетический проппант, изготовленный из бокситовой руды (HSP), или сочетания боксита и диоксида кремния. Преимущества и недостатки каждого типа проппанта представлены в таблице 8.

Таблица 8. Преимущества и недостатки проппанта

Тип проппанта	Преимущества	Недостатки
Песок	• легко доступен • низкая стоимость • плотность 2.65 г/см3	•  значительное разрушение проппанта при давлениях закрытия > 5000 psi
Проппант средней прочности (ISP)	•        превосходная проводимость трещины  для  давлений закрытия  < 8,000 psi • средняя стоимость • плотность 3.2 г/ см3	• дорогостоящий  для ГРП большого объема • абразивный  материал для  штуцеров и поверхностного оборудования во время очистки газовых скважин при высоких дебитах • небольшая растворимость в НС1
Высокопрочный проппант (HSP)	•  превосходная проводимость трещины  для  давлений закрытия < 15,000 psi •  доступен  самый  прочный проппант	•  дорогостоящий  для ГРП большого объема •  абразивный  материал для штуцеров во время очистки скважины •  плотность 3.72 г/см3

Размеры проппанта