на какой основе жидкость разрыва экономичнее

Применяемые при гидроразрыве пласта жидкости

Применяемые при ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе.

Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей.

С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье скважины.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего эффекта в образовавшейся трещине.

В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные гидрофобные эмульсии; водонефтяные гидрофильные эмульсии и кислотно- керосиновые эмульсии.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов.

Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).

В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления.

Источник

Состав жидкостей разрыва при ГРП.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП: – на водной основе; – на нефтяной основе; – многофазные смеси

Жидкости разрыва на водной основе

Около 80 % ГРП в настоящее время проводятся и использованием жидкостей на водной основе. Перед проведением ГРП в жидкость добавляются различные химические реагенты, обеспечивающие необходимые ее свойства.

-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. 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.

Недостатки: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

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. Стабилизированные водонефтяные эмульсии являются доступными жидкостями для проведения ГРП. Полиэмульсии, используемые в настоящее время, являются прямыми (капельки нефти диспергированы в непрерывной водной фазе). Изменение водонефтяного фактора может повлиять на свойства полиэмульсионного флюида.

Недостатки-требует добавления нефтяной смеси в водный раствор:-ведет к созданию больших потерь давления на трение в труба.-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)

Пены. Пены создаются путем закачивания жидкого азота (N2) или жидкой двуокиси углерода (СО2) в загущенную воду или нефть, которые содержат пенообразующие ПАВы.

Жидкости как на водной, так и на нефтяной основе могут быть вспенены и использованы в качестве жидкостей разрыва. Углекислый газ смешивается с углеводородами и снижает вязкость системы перед вспениванием. Поэтому для вспенивания углеводородов рекомендуется использовать азот. В настоящее время пены на водной основе используются намного чаще, чем на нефтяной основе. Благодаря некоторым определенным преимуществам пены являются популярными жидкостями разрыва.

-ограниченная транспортирующая способность проппанта для ГРП больших объемов

Использование газа Азот и углекислый газ могут добавляться в жидкости разрыва в меньших количествах, чем при создании пен для снабжения жидкости энергией для облегчения ее выноса на поверхность после завершения ГРП.

Добавки к жидкостям разрыва Для получения желаемых характеристик данной жидкости разрыва существует несколько химических добавок. Из-за вероятной изменчивости (источники воды, температура и т.д.) на земном шаре, каждая жидкость разрыва должна иметь достаточную универсальность для возможности ее использования при различных условиях приготовления. Добавки помогают обеспечить необходимые свойства жидкости. Следующие добавки характерны для большинства жидкостей разрыва на водной основе. Жидкости на нефтяной основе также содержат подобные добавки за исключением стабилизаторов глин и бактерицидов:

Сепараторы можно подразделить на следующие категории:

По назначению: а) Замерные; б) Сепарирующие;

По геометрической форме: а) Цилиндрические; б) Сферические;

По положению в пространстве: а) Вертикальные; б) Горизонтальные; в) Наклонные;

По характеру основных действующих сил: а) Гравитационные; б) Инерционные; в) Центробежные; г) ультразвуковые;

По технологическому назначению: а) Двухфазные; б) Трехфазные; в) Сепараторы первой ступени; г) Концевые сепараторы(при окончательной разгозир. Нефти перед сдачей в ТП); д) Сепараторы с предварительным отбором газа;

По рабочему давлению: а) Высокого больше 6 МПа; б) Среднего от 0,6 до 6 МПа; в) Низкого от 0,1 до 0,6 МПа; г) Вакуумные меньше 0,1мПА.

Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (кон­денсата) из недр.

Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащих­ся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторож­дений подлежат утверждению Государственной комиссией по за­пасам полезных ископаемых при МПР РФ (ГКЗ РФ), учитываются в государственном балансе запасов полез­ных ископаемых в РФ по результатам геологоразведочных ра­бот и разработки месторождений. Данные о запасах месторожде­ний служат основой для составления технологических схем и про­ектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.

При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обосно­вана технологическими и технико-экономическими расчетами.

В геологических запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компо­нентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под из­влекаемыми запасами понимается часть геологических запасов, ко­торая может быть извлечена из недр при рациональном исполь­зовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводит­ся, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материа­лов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испыта­ния скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с ут­верждением их ГКЗ РФ).

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополни­тельно пробуренных разведочных скважин с целью перевода за­пасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 РФ при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В+С1)) более чем на 20%.

Подсчет и учет производится раздельно по пластам для каждой залежи и по ме­сторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем зале­жам и по месторождению в целом производится с выделением за­пасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон. Подсчеты геологических и извлекаемых запасов долж­ны производиться по принятым ГКЗ РФ методикам. Эти подсче­ты должны удовлетворять требованиям действующей классифика­ции запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содер­жанию, оформлению и представлению в ГКЗ РФ материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр. Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного га­за и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты из­влечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ РФ одновременно с материалами подсчета балансовых запасов

2. Классификация сепараторов.

Сепараторы можно подразделить на следующие категории:

1. По назначению: а) Замерные; б) Сепарирующие;

2. По геометрической форме: а) Цилиндрические; б) Сферические;

3. По положению в пространстве: а) Вертикальные; б) Горизонтальные; в) Наклонные;

4. По характеру основных действующих сил: а) Гравитационные; б) Инерционные; в) Центробежные; г) ультразвуковые;

5. По технологическому назначению: а) Двухфазные; б) Трехфазные; в)Сепараторы первой ступени; г) Концевые сепараторы(при окончательной разгозир. Нефти перед сдачей в ТП); д) Сепараторы с предварительным отбором газа;

По рабочему давлению: а) Высокого больше 6 МПа; б) Среднего от 0,6 до 6 МПа; в) Низкого от 0,1 до 0,6 МПа; г) Вакуумные меньше 0,1мПА.

Источник

Сланцевый газ. Гидроразрыв пласта

Технология добычи сланцевого газа

Цель гидроразрыва пласта (ГРП) – увеличение производительности скважины путем изменения контура потока в пласте около ствола скважины. А для добычи сланцевого газа этот метод является единственным для промышленного извлечения газа из насыщенных им плотных пластов сланца.

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью, превышающей ее поглощение пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе.

Для получения большего эффекта, трещины должны обладать более высокой гидропроницаемостью, нежели пласт. Поэтому, как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал – проппант (гранулированный расклинивающий агент), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей и газов.

Характерные особенности технологии ГРП

Например, при 10-ти этапном ГРП в Полтавской области, проводимом сервисной компанией «JKX Oil & GAS plc», общий объем жидкости составил 4 600 т, проппанта – 123т.

Жидкость для ГРП

Трещиноформирующая жидкость является наиболее важным компонентом при гидроразрыве. Ведь она должна вызывать наименьшее нарушение потенциально возможных эксплуатационных параметров продуктивного пласта. Для успешной интенсификации притока пластовых газов, жидкость гидроразрыва должна обладать определенными физико-химическими свойствами. При этом очень важны реологические параметры технологических растворов.

Жидкость для гидроразрыва выполняет ряд функций и главной ее задачей является вскрытие трещин и транспортировка абразивного компонента вдоль трещин. В связи с этим, она должна удовлетворять следующим условиям:

В идеальном варианте технологическая жидкость должна быть эффективной на протяжении всей операции ГРП. Достигается это путем сочетания (в начале) высокой вязкости жидкости с добавлением химреагентов, снижающими показатель фильтрации, повышенными песконесущими способностями, а также регулируемой в сторону понижения вязкости (по окончании) за счет специальных реагентов — разгелевателей — брейкеров). В среднем 98% технологической жидкости составляет вода с проппантом. Ниже в таблице 1 приведен список химических веществ, используемых наиболее часто.

Для обработки высокотемпературных скважин жидкость гидроразрыва должна быть термостабильной, т.е. при термодеструкции она не должна быстро терять свою вязкость.

На основе характеристик пласта сервисные компании разрабатывают наиболее эффективные схемы ГРП, используя эффективные комбинации жидкостей гидроразрыва.

Основными категориями жидкости являются:

• гелеобразные жидкости, включая линейные или сшитые гели.

• простая вода и водный раствор хлорида калия (KCl );

• комбинации (любая комбинация из 2 или более вышеупомянутых жидкостей).

В настоящее время для процессов гидроразрыва используются жидкости на водной и нефтяной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так: в первые годы гидроразрывов жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках.

Водные жидкости имеют ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе:

Хотя существуют десятки химических веществ, которые могут быть использованы в качестве добавок, существует ограниченное число, которое обычно используют при гидравлическом разрыве пласта (таблица 2).

Основные ингредиенты жидкости для ГРП

Ограничивает утечки из жидкости разрыва в открытую породу поверхности трещины, предотвращая чрезмерный отвод жидкости, сохраняя эффективность ГРП жидкости и ее целостностьГлина, песок, кварцевая мука, растворимые смолы обволакивают стенки трещины, адсорбируя воду0, 1-0, 155,0-7,5

Список химических веществ, наиболее часто используемых при гидравлическом разрыве пласта

Таблица 2