Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь "; КАТЕГОРИИ: Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Техника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ? Влияние общества на человека Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления	Главная Избранные Случайная статья Познавательные Новые добавления Обратная связь FAQ Эффективность очистки скважины ⇐ ПредыдущаяСтр 16 из 35Следующая ⇒ 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 o стабильность до 450o F o эффективная деградация при любых температурах o 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.