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 (CO₂) 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

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

пластовой температуры

продолжительности простоя скважины

Стоимость жидкости

Стоимость жидкости ГРП является основной составляющей затрат на проведение операции. Из-за количества добавок, необходимых для обеспечения определенных характеристик в глубоких скважинах с высокой температурой, стоимость жидкости очень высока. В большинстве случаев, как в глубоких, так и в неглубоких скважинах, стоимость жидкости может быть снижена при оптимизации процесса ГРП (за счет концентрации полимера и его типа и т.д.).

Доступные жидкости разрыва

Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП:

на водной основе

на нефтяной основе

многофазные смеси

Важно обратить внимание на преимущества и недостатки каждого типа жидкости при выборе ее для проведения ГРП

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. Жидкости на водной основе универсальны и имеют множество преимуществ. Преимущества и недостатки жидкостей на водной основе представлены в таблице 8.

Таблица 8. 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^o F эффективная деградация при любых температурах широкий спектр источников относительно удобна при смешивании и закачке безопасна в использовании	потенциально вредна для некоторых пород даже при использовании KCl 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 9.

Таблица 9. 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 недостатки эмульсий представлены в таблице 10.

Таблица 10. 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)

Пены

Пены создаются путем закачивания жидкого азота (N₂) или жидкой двуокиси углерода (CO₂) в загущенную воду или нефть, которые содержат пенообразующие ПАВы. При использовании азота проппант транспортируется жидкой фазой до тех пор, пока не создается пена после прохождения насосов высокого давления. При использовании CO₂ жидкая водная смесь, насыщенная двуокисью углерода, создает вязкую эмульсию, которая транспортирует проппант до тех пор, пока не образуется пена.

Как азот, так и углекислый газ доставляются на место проведения полевых работ в жидком состоянии. Однако во время закачки азот переходит в газообразное состояние в теплообменнике и затем закачивается в линию с помощью специальных насосов. Закачанный азот практически не влияет на температуру жидкости разрыва. С другой стороны, CO₂ закачивается как жидкость и смешивается с водным гелем. Из-за низкой температуры жидкого СО₂ происходит некоторое охлаждение жидкости при смешивании. Углекислый газ остается в жидком состоянии до момента нагрева жидкости до 88^o F (критическая температура CO₂).

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. Пены характеризуются их кратностью (процентное объемное содержание газа в данном объеме жидкости). Например, кратность пены 70 состоит из 70% газовой фазы и 30% жидкой фазы. Расчет объема дан при пластовых условиях. Кратность пены варьируется в пределах от 52 до 95, обычно используются 60-80.

В настоящее время пены на водной основе используются намного чаще, чем на нефтяной основе. Благодаря некоторым определенным преимуществам пены являются популярными жидкостями разрыва. В данный момент от 10 до 14 % ГРП, проводимых в США, осуществляются с помощью пен.

Преимущества и недостатки пен как жидкостей разрыва представлены в таблице 11.

Таблица 11. Преимущества и недостатки пен
Преимущества	Недостатки
необходим меньший объем жидкости для воздействия определенного размера применяемый газ облегчает очистку скважины после проведения ГРП азот как инертный газ не реагирует с породой и загущенной жидкостью разрыва CO2 частично растворим как в воде, так и в нефти; это ведет к снижению поверхностного натяжения жидкости	операции могут быть дорогостоящими при использовании высоких давлений (необходимо больше газовой фазы для данного класса пены) ограниченная транспортирующая способность проппанта для ГРП больших объемов более низкая плотность азота ведет к снижению гидростатического давления столба жидкости разрыва и повышению необходимого устьевого рабочего давления использование пен увеличивает сложность операции по закачке сжатый газ создает дополнительные требования безопасности во время его закачки и восстановления притока в скважине пены имеют значительно большие потери давления на трение

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. Например, ГРП с использованием пены может требовать 3500 ст.куб.футов N₂/барр в жидкой фазе для образования стабильной пены в рабочих условиях, когда только 500-750 ст.куб.футов N₂/барр достаточно для значительного облегчения выноса рабочей жидкости из скважины.

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. Важно понимать назначение различных компонентов.

Следующие добавки характерны для большинства жидкостей разрыва на водной основе. Жидкости на нефтяной основе также содержат подобные добавки (за исключением стабилизаторов глин и бактерицидов):

гелеобразующие агенты

стабилизаторы глин

бактерициды

добавки для контроля уровня pH

сшиватели

понизители водоотдачи

разрушители

температурные стабилизаторы

ПАВ

Гелеобразующие агенты

Гелеобразующий агент – общий термин, используемый для описания загустителей, добавляемых в основную жидкость для обеспечения неньютоновской вязкости. Большинство гелеобразующих агентов, используемых в настоящее время, является полимерами, в первую очередь семейства полисахаридов. Полимеры могут быть изготовлены из природных материалов (таких как гуаровая смола) или синтетическим способом. Стоимость полимеров варьируется в зависимости степени обогащения конечного продукта и удаленности места проведения работ.

Природные полимеры (такие как гуаровая смола) - самые недорогие. Однако, количество остатков после разрушения геля (8-10% массы полимера) имеет значительное влияние на степень загрязнения проницаемости трещины. Для обеспечения минимального количества остатков гуаровый полимер химически перерабатывается для образования его производного. Чем больше степень сложности производства, тем выше стоимость производных полимеров. Например, добавление гидроксопропиловой группы в основную цепь гуарового полимера образует гидроксопропиловый гуар, который снижает количество остатков (5-6 % массы полимера). Дальнейшее преобразование дает карбоксиметил гидроксопропиловый гуар или карбоксиметиловый гуар, снижающий количество остатков до 1-2% от массы полимера.

Синтетические полимеры, такие как гидроксиэтилцеллюлоза и карбоксиметил гидроксиэтилцеллюлоза, могут быть использованы для ГРП. Эти добавки также используются для обеспечения вязкости буровых растворов. Синтетические полимеры ограничены в использовании при ГРП, так как их химический состав не такой универсальный, как у производного гуара и их стоимость значительно выше.

Вязкоупругие ПАВ также могут быть использованы для загущения жидкости разрыва. Эти материалы нашли широкое применение при загущении сильных кислот. Другие разновидности вязкоупругих ПАВ используются при ГРП с использованием проппанта. Вязкоупругие ПАВ обеспечивают хорошую транспортирующую способность и не оставляют осадков в трещине. Современные разновидности вязкоупругих ПАВ имеют недостаточную термическую стабильность, что ограничивает область их применения.

Концентрация полимеров выражается в фунтах на 1000 галлонов. Относительно небольшое количество полимеров может обеспечить значительное увеличение кажущейся вязкости жидкости разрыва. Например, обычная концентрация гелеобразующего агента изменяется в пределах от 20 фунтов/1000 галлонов до 60 фунтов/1000 галлонов при средней величине в 35 - 40 фунтов/1000 галлонов. Гелеобразующий агент, необходимый для конкретного типа операции, может быть определен путем моделирования ГРП и данных о реологических свойствах жидкости (величин n’ и K’), замеренных работниками сервисных компаний в пластовых условиях. Как правило, высокие пластовые температуры и длительность процесса закачки требуют более высоких концентраций полимеров для транспортировки проппанта, создания ширины трещины и т.д. Другие условия (размер НКТ, максимальное устьевое давление и т.д.) также влияют на определение концентрации гелеобразующих агентов.

Большинство гелеобразующих агентов на сегодняшний день доставляется на месторождения чаще как концентраты или гелевые растворы, чем порошкообразные соединения. Жидкий гелевый концентрат облегчает приготовление жидкости разрыва и увеличивает ее качество исключением комочков нерастворенного геля, которые образуются при использовании порошкообразных полимеров. Концентрат может содержать несколько дополнительных добавок для упрощения процедуры приготовления геля на месте полевых работ. Главным преимуществом использования жидких полимерных концентратов является, то, что если операция отменяется или прекращается преждевременно, возможно использование их остатков в других операциях.

Гелеобразующие агенты на нефтяной основе

Для увеличения вязкости дизеля, керосина и сырой нефти имеются в распоряжении различные добавки. Процесс гелеобразования для жидкостей на нефтяной основе обычно включает в себя использование жидкого эфира на основе фосфорной кислоты и щелочных компонентов. Как и для жидкостей на водной основе загущение нефти снижает потери давления на трение при закачке жидкости. Хотя операции с применением загущенной нефти производились в пластах с температурами, достигающими 300o F, практический предел применения существующих систем составляет 250o F.

Стабилизаторы глин

Так как пластовые глины обычно присутствуют в песчаных пластах, в основную жидкость разрыва обычно добавляют хлорид калия (KCl) или органический стабилизатор глин. Так или иначе, использование каких-либо добавок и их влияние на свойства жидкости должны быть учтены. Например, редко когда необходимо использование как хлорида калия, так и органического стабилизатора глин. Набухание глин предотвращается путем компенсирования несбалансированных зарядов ионов в глиняных пропластках. Если для этого используется KCl, то дополнительный стабилизатор глин вряд ли необходим. Для определения подходящей концентрации хлорида калия, добавляемого в основную жидкость, настоятельно рекомендуется повести исследования его совместимости с породой с использованием образцов керна. Эти исследования помогут определить восстановленную после контакта с различными жидкостями проницаемость породы. Набухание глин не вызывает беспокойства в известняках и доломитах, особенно при кислотном ГРП.

Бактерициды

Бактерициды являются химикатами, используемыми для уничтожения бактерий, присутствующих в источниках воды. Бактерициды являются наиболее эффективными, когда добавляются в пустые емкости перед разбавлением водой. Когда емкости, наполненные жидкостью, отстаиваются несколько дней, может быть необходимым проведение повторной их обработки. Бактерии теплого климата также могут вызвать проблемы в холодных жидкостях. Постоянная модернизация сервисными компаниями технологии подготовки жидкости (использование полимерных концентратов, подготовка геля перед его закачкой в пласт) позволяет минимизировать проблемы, вызванные бактериальным разложением.

Добавки для контроля pH

Качественная подготовка жидкости и ее закачка в пласт значительно зависит от кислотно-щелочного баланса жидкости. Например, когда используется жидкий полимерный концентрат, pH жидкости должен быть подобран так, чтобы полимер гидратизировал и обеспечивал необходимую вязкость. pH жидкости также должен быть подогнан к определенному интервалу, в котором происходит процесс сшивания. Контроль уровня pH достигается с помощью буферных агентов, таких как кислые соли, органические кислоты, и базируется на совместимости с гелеобразными системами.

Сшиватели

Как было сказано, гелеобразующие агенты являются полимерами. Полимеры, используемые при ГРП, представляют собой длинные молекулярные цепи, имеющие узлы для присоединения специальных добавок, называемых сшивателями. Сшиватели связывают полимерные молекулы друг с другом, образуя вязкий гель.

Обычными сшивателями являются бораты и органо-металлические сшиватели (такие как хроматы, титанаты и др.). Механизм сшивания изображен на рис.28.

Рис.28. Механизм сшивания жидкостей для а) боратных и b) органо-металлических сшивателей

Примечание: PSD - полисахарид, название химической группы для молекулы Маннозы (Целлюлозы)

Благодаря повышенной вязкости сшитые жидкости имеют высокую транспортирующую способность и определенные свойства водоотдачи. Для минимизации загрязнения трещины остатками полимера возможно снижение его концентрации (фунт/1000 галлонов). Современные сшитые жидкости создаются с помощью замедленных сшивателей, это позволяет закачивать жидкость практически до забоя перед началом процесса их сшивания. Это свойство позволяет снизить потери давления на трение при закачке жидкости в пласт и повысить термическую стабильность системы жидкости после завершения сшивания.

Дата добавления: 2015-10-26