Эффективность жидкости и контроль водоотдачи

Так как трещины образуются под действием значительного давления, часть жидкости во время проведения ГРП будет фильтроваться в пласт. Абсолютно ясно, что, чем выше проницаемость пласта, тем больше фильтрация жидкости в пласт. Не смотря на это, оставшаяся в трещине жидкость находится под большим давлением, что позволяет ей продолжать развивать трещину.

 

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:

 

Эффективность жидкости % = Объем трещины x 100  (Уравнение 18)

                                          Общий объем жидкости

 

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 k_f и проводимость w *k_f 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, C_w, фут³/фут²[мин]^1/2), и объема профильтровавшейся в пласт жидкости (spurt volume, V_spt, гал/фут²). Эти величины обычно определяются в лабораториях сервисных компаний с использованием образцов жидкости и керна различной проницаемости. C_w и V_spt 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, C_v). К тому же влияние на общую эффективность жидкости оказывает сжимаемость пластовых флюидов. Коэффициент, характеризующий фильтрацию жидкости с учетом сжимаемости (compressibility -controlled fluid loss coefficient, C_c), используется для описания влияния сжимаемости пластовых флюидов на общие потери жидкости в пласт. Из всех компонент, влияющих на эффективность жидкости, C_w и V_spt 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 порового 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

· pH

· 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.28А-28Г. Их присутствие легко определимо с помощью растровой электронной микроскопии. Структура  минералов определяется зарядами ионов и расположением составляющих его атомов.                                                        

 

 

  Рис.28А. Иллит и кварц           Рис.28Б. Каолинит

 

   Рис.28В. Хлорит и кварц    Рис.28Г. Монтмориллонит

                                                              и полевой шпат

 

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 добычи 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 NH₄Cl).

 

Хлорит – Значительное количество хлорита может вызвать проблемы, связанные с применением кислотной обработки. Он содержит железо и имеет некоторую растворимость в HCl. Присутствие хлорита в небольшом количестве 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 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 (KCl), хлорид аммония (NH₄Cl) 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.