Главная страница
Навигация по странице:

  • Ключевые слова

  • Theoretical and (or) experimental justification of the choice of hydraulic fracturing fluids.

  • Key words

  • Биоцид

  • Понизители трения

  • Пенообразователи

  • ЕСТЕСТВЕННОЕ СОКРАЩЕНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАПАСОВ ЗАСТАВЛЯЕТ НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОМПАНИИ ПРИМЕНЯТЬ НОВЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ РЕСУРСОВ

  • статья на тему грп. первая статья. Удк 002. 304 Теоретическое и (или)экспериментальное обоснование выбора рабочих жидкостей для грп


    Скачать 22.99 Kb.
    НазваниеУдк 002. 304 Теоретическое и (или)экспериментальное обоснование выбора рабочих жидкостей для грп
    Анкорстатья на тему грп
    Дата25.03.2021
    Размер22.99 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлапервая статья.docx
    ТипДокументы
    #187992

    Подборка по базе: Л1_Налоги и их теоретическое обоснование (копия).pptx

    УДК  002.304

    Теоретическое и (или)экспериментальное обоснование выбора рабочих жидкостей для ГРП.


    К.А.Давыдов


    ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной

    технический университет в г. Октябрьский, магистрант

    Аннотация

    Гидроразрыв пласта (ГРП) в последние годы широко применяется при разработке низкопроницаемых коллекторов. При этом эффективность ГРП, особенно с точки зрения обеспечения высокой конечной нефтеотдачи, напрямую зависит от точности прогноза геометрии трещинных зон, создаваемых при ГРП, и, в конечном результате, определяется достигнутым режимом флюидодинамики.
    Ключевые слова: Гидроразрыв пласта, трещиныпризабойная зона скважины, двухстадийный  ГРП, ГРП с разрывными муфтами.
    USD002.304

    Theoretical and (or) experimental justification of the choice of hydraulic fracturing fluids.

    Abstract

    Hydraulic fracturing (HF) is widely used in the development of lowpermeability reservoirs. The effectiveness of hydraulic fracturing especially in terms of providing a high oil recovery is directly dependent on the accuracy of the hydrofrac geometry prediction and the final result is determined by the reached regime of fluid dynamics.
    Key words: Hydraulic fracturing, cracks, bottom - hole zone, two-stage hydraulic fracturing, hydraulic fracturing with explosive couplings


    Аномально вязкие нефти- нефти, не подчиняющиеся в своём течении закону вязкого трения Hьютона (т.н. неньютоновские нефти).Такие нефти характеризуются аномалией вязкости при малых напряжениях сдвига, a также нарушением закона Дарси при фильтрации в пористой среде (подвижность нефти при малых градиентах давления очень низка).

    Pазработка залежей аномально вязкой нефти осложняется образованием застойных зон, нефтеотдача при традиц. способах разработки низкая, вытеснение нефти водой приводит к быстрому обводнению добывающих скважин. Повышение нефтеотдачи залежей аномальной нефти достигается термическим воздействием на пласт путём закачки растворителей, углекислоты, полимерных растворов, созданием повышенных градиентов давления, выравниванием профилей приёмистости. Для неглубоко залегающих залежей могут быть использованы карьерный, шахтный и шахтно-скважинный способы разработки. Для транспортировки по трубопроводам аномальной нефти на перекачивающих станциях подогревают, вводят в неё диспергаторы парафина. Известные м-ния аномальной нефти : в Pоссии - Арланское, Узень, Kаражанбас, Жетыбай, Kушкуль; за рубежом - Kолд-Лейк, Ллойдминстер (Kанада); Kернривер, Cанта-Mария-Bалли (США); Xобо, Mоричаль (Bенесуэла) и др.

    Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин, вскрывающих такие пласты.

    В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования:

    рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах могут применяться жидкости с углеводородной основой, в нагнетательных - с водной;

    рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков;

    рабочие жидкости для ГРП не должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

    Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

    Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочная жидкость.

    а) Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

    б) Жидкость - песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

    в) Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно - компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

    Для гидроразрыва пластов на Тевлино-Русскинском месторождении рабочей жидкостью является товарная нефть, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт - 6-8 л/мі; САТ-НС-Act активатор - 4-5 л/мі; брейкер HGA-B - 1,2 кг/мі. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/смі, рН = 7, вязкость 150-350 кПа*с.
    Величина "эффективность жидкости ГРП" показывает, какой

    объем жидкости поглощается пластом по отношению к количеству жидкости,

    создающему трещину. Чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность, т.к.

    исключается вероятность быстрого смыкания трешины, однако при этом должна

    быть обеспечена необходимая концентрация проппанта.

    Коэффициент фильтруемости (КФ). КФ применяется для количественной

    характеристики потерь жидкости, учитывает свойства породы пласта, свойства

    жидкости и параметры жидкости разрыва.[2]

    Материалы – добавки к жидкостям используются для создания

    специфического эффекта, не зависящего от типа жидкости
    Биоцид - предотвращает бактериальное разложение гуарового полимера

    Тампонирующие материалы- уменьшают утечку жидкости в пласт

    при гидроразрыве

    Деструкторы - обеспечивают контролируемое понижение вязкости жидкости

    Понизители трения - уменьшают потери давления на трение

    при закачке

    Поверхностноавтивные вещества (ПАВ) - уменьшают поверхностное натяжение,предотвращают образование эмульсий и изменяют смачиваемость

    Пенообразователи - обеспечивают образование устойчивой

    пены с азотом или двуокисью углерода

    Добавки для контроля набухания глин - обеспечивают временную или постоянную совместимость глин с водой

    Тип и концентрации используемых добавок сильно зависят от пластовой температуры, литологии и пластовых флюидов. Подбор рецептуры добавок для конкретных применений и онсультирование клиентов являются главной функцией химика по обеспечению и контроля качества.
    Проппанты

    Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппант добавляется к жидкости глушения и закачивается вместе с ней.

    Возможности трещины транспортировать жидкость к стволу скважины, обусловлены пропускной способностью трещины. Обычно она определяется произведением проницаемости трещины и ширины трещины:

    s = k w, (1)

    где к - проницаемость (миллидарси); w - ширина трещины (мм).
    Для закрепления трещин в раскрытом состояние широко применяются кварцевые пески с размером зерен 0,4 - 1,2 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Если поступление песка в трещины затрудняется, следует увеличить темп закачки жидкости или повышать ее вязкость. Применяемые на практике концентрации песка в жидкости - песконосителе колеблются в широких пределах и зависят от пескоудерживающей способности жидкости и технических возможностей насосного оборудования.

    Выбор проппанта и его действие

    При производстве ГРП, для того чтобы регулировать процессы оседания, применяют методы закачки проппанта различных фракций. Примером такой технологии может служить закачка основного объема песка, или среднепрочного проппанта типа 20/40, с последующей закачкой средне- или высокопрочного проппанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10-40% от общего объема. При этом достигаются следующие цели:

    - крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия наиболее высокое;

    - снижение стоимости операции, так как керамические проппанты в 2 - 4 раза дороже песка;

    - создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная;

    - предотвращение выноса проппанта в скважину.

    Поскольку проппанты (расклинивающие агенты) должны противостоять напряжениям в земле, удерживая трещину раскрытой после снятия гидравлического давления жидкости разрыва, прочность материала имеет особую важность.

    Расклинивающий материал должен быть достаточно прочным, чтобы выдерживать напряжение смыкания трещины, в противном случае проводимость слоя (раздробленного) проппанта будет значительно ниже запроектированного значения (уменьшается как ширина, так и проницаемость слоя проппанта).

    Существует две основные категории проппантов – это естественные пески и искусственные керамические или бокситовые проппанты. Пески используются для гидроразрыва пластов в условиях низких напряжений, для глубин примерно до 2400

    м и меньше (предпочтительно, намного меньше). Искусственные проппанты используются для ситуаций высоких напряжений, как правило, в пластах на глубинах свыше 2400 м.

    В процессе гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении применяется искусственный песок - проппант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено.
    ЕСТЕСТВЕННОЕ СОКРАЩЕНИЕ ТРАДИЦИОННЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАПАСОВ ЗАСТАВЛЯЕТ НЕФТЕГАЗОВЫЕ КОМПАНИИ ПРИМЕНЯТЬ НОВЫЕ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ РЕСУРСОВ.

    К ним относятся:

    Подгазовые залежи

    Низкопроницаемые коллекторы

    Карбонатные и трещиноватые коллекторы

    Баженовские месторождения

    Месторождения арктического шельфа

    Остаточные запасы зрелых месторождений

    Высоковязкая нефть

    Их освоение становится доступным благодаря созданию высокотехнологичных горизонтальных и многоствольных скважин. Разветвления в горизонтальных скважинах направляются в разные нефтяные участки, что даёт возможность не задевать пласты с водой или газом. Бурение таких скважин многостадийным гидроразрывом пласта – инновационная разработка при добыче сланцевой и баженовской нефти. Трещины при разрыве создаются на нескольких участках скважины одновременно. Совместно с новым видом бесшаровой компоновки данная инновация усиливает нефтегазоносность, а также позволяет проводить исследования внутри скважины и повторный гидроразрыв. Использование новых растворов также повышает результативность бурения сложных нефтегазовых скважин. Для укрепления скважин и эффективного выноса пород на поверхность разработаны новые методы поинтервальной обработки бурового раствора.

    Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах; к ним относятся нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нефтяными мылами. Водяные же растворы применяют в нагнетательных скважинах, к ним относятся: водный раствор сульфит-спиртовой барды, пресная или солевая вода, соляная и плавиковая кислоты, загущенные реагентами-загустителями. Широко применяются в качестве жидкостей гидроразрыва различные эмульсии: нефтекислотные (гидрофобные), водонефтяные (гидрофильные) и кислотно-керосиновые.
    Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Для приготовления эмульсий в качестве одной из фаз используют керосин, дизельное топливо, различные нефти, в качестве второй фазы – воду или соляную кислоту.
    Список литературы:

    1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для

    ВУЗов. - М.: Недра, 1986 г.

    2. И.И. Кагарманов, А.Ю.Дмитриев : Ремонт нефтяных и газовых

    скважин. Томск :STT, 2007- 324с

    3. Инструкция по технологии глубокопроникающего гидравлического

    разрыва пласта. Москва, 1998 г. РМНТК ―Нефтеотдача‖.

    4. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.

    4. Ходикова, Е.И. Технологии и инновации в нефтяной промышленности [Текст] / Е.И. Ходикова, К.Т. Тынчеров // Современные технологии в нефтегазовом деле – 2013: сборник научных трудов в 3-х т. / ред. кол. В.Ш. Мухаметшин [и др.]. – Уфа: Изд-во УГНТУ,

    2013. – Т. 2. – С. 390-395.


    написать администратору сайта