Классификация технологий воздействия на залежь.

Кислотные эмульсии.

При проведении СКО под давлением для закупорки высокопроницаемых пропластков в них закачивается кислотная эмульсия. Нефтекислотные эмульсии состоят из смеси 12 %-го раствора HCl нефти. Соотношение компонентов эмульсии: 70% по объему – кислотный раствор, 30% – дегазированная нефть. Если дегазированная нефть легкая, к ней добавляют окисленный мазут, гудрон и др. Дляполучения хорошего качества эмульсии к ней добавляют эмульгирующие вещества. Вязкость образующейся эмульсии зависит от дисперсности ее компонентов, т.е. от времени перемешивания. При достаточно длительном времени перемешивания получают мелкодисперсную эмульсию с вязкостью до 10 Па с. Полученная нефтекислотная эмульсия закачивается в призабойную зону, проникает в зоны повышенной проницаемости и заполняет их.

Под действием повышенного давления кислотный раствор закачивается в низкопроницаемые разности, что существенно увеличивает охват пласта процессом кислотного воздействия. Объемы нефтекислотной эмульсии рассчитываются по результатам гидродинамического исследования скважины, профилей притока (приемистости), а также коллекторских свойств обрабатываемой зоны пласта. Все остальные технологические операции не отличаются от таковых для обычной кислотной обработки.

8. Технология и техника проведения кислотных обработок. Материалы, применяемые при кислотных обработках

Технология проведения СКО:

1)Промывка скважины - скважина очищается от грязи, отложений смол, парафинов и асфальтенов. Жидкости промывки: керосин, диз. топливо, конденсат и др. растворители.

2)Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и глубины обрабатываемой зоны.

3)Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом.

4)Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации зависит от давления и температуры.

5)Вызов притока и освоение, а затем – исследование скважины.

Для обработки ПЗС используются 8-15%-е кислотные растворы.

Низкие концентрации кислоты:

o большая глубина проникновения раствора в пласт, но

o большое количество продуктов реакции

Высококонцентрированная кислота:

v образование насыщенных вязких растворов хлоридов кальция и магния

v существенный рост коррозии оборудования и труб

v растворение гипса и ангидрита с образованием твердого осадка, выпадающего в ПЗС и снижающего её проницаемость

v необходимо охлаждать раствор жидким азотом для увеличения глубины проникновения их в пласт

Ангидрит и гипс, содержащиеся в скелете породы, после реакции с кислотой выпадают в осадок и закупоривают ПЗС и поровые каналы

9. Процесс подготовки кислотного раствора. Реагенты, применяемые при кислотных обработках

Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

1. В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

2. Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой.

3. Если вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота, то в кислотник с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

4. При приготовлении глинокислоты в раствор соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается насосом кислотника.

5. В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты.

Рецептура подбирается согласно геолого-технических данных по скважине, плану-заказу. Составляется специальный план на кислотную обработку. Приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате, из которого собственным насосом раствор кислоты закачивается в пласт.

Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного для рабочего раствора содержания НСl на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.

Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, то необходимо точно рассчитать, какое количество воды и кислоты требуется смешать, чтобы получить раствор заданных концентрации и объема.

Для приготовления раствора заданной концентрации НСl товарную кислоту разводят в емкостях, объем которых строго протарирован.

Соответственно расчету, в емкость заливают воду, затем заливают концентрированную товарную кислоту и летом вносят все необходимые добавки (ингибиторы, ПАВ и пр.).

Добавки реагентов-ингибиторов, ПАВ обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводятся.

При приготовлении рабочих растворов соляной кислоты следует придерживаться следующего порядка добавления различных реагентов: "вода" – "ингибитор коррозии" -"стабилизаторы" (уксусная и плавиковая кислоты) - "товарная соляная кислота" - "хлористый барий" - "интенсификатор" (ПАВ).

Для перекачивания и перемешивания кислоты применяют специальные кислотоупорные центробежные насосы

Порядок приготовления р-раHCl: вода – ингибиторы – стабилизаторы – конц. к-та – хлористый барий – интенсификаторы. Р-р перемешивается, отстаивается 2-3 часа.

Основные реагенты(из лекции):

HCl, HF, уксусная к-та, муравьиная, сульфаминовая, серная и смеси этих кислот.Спец. добавки в к-ту:

Стабилизаторы:водорастворимые в-ва, стабилизирующие св-ва р-ра (уксусная к-та, цель – предотвращение выпадения солей Alи Fe. Добавка 0.8 – 2% от V_р-ра.

Ингибиторы коррозии (формалин, карбозолин-О и пр) до 1% от V_р-ра

Интенсификаторы (ПАВ): обеспечивают удаление продуктов реакции из ПЗС

Также добавляют HF с целью предотвращения образования геля кремниевой кислоты (при наличии в породе кремния).

Реагенты:

Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман.

Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см³. Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре. Раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман.

Бифторид фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F),кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см³. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки. Продукт токсичен.

ПАВ – дисолван, сульфонол, превоцелл, прогалит.

Уксусная кислота (СН₃-COOH). Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре.

Бензолсульфокислота (БСК) (C₆H₆=SO₃H), с 92 % содержанием активноймонобензолсульфокислоты. БСК – кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы.

10. Кислотные ванны, кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки

Кислотные ванны

Данные обработки применяются в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основной целью является очистка ПЗС остатков глинистой корки, цементных частиц, отложений солей.

Применение растворителей

Нефтерастворимых (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.)

Водорастворимых (ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.);

В качестве растворителей (веществ, неограниченно смешивающихся с нефтью), вытесняющих нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Дешевая альтернатива этим веществам – воздух, вода, иногда природный газ и двуокись углерода. Следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к внутрипластовому горению.

В качестве веществ, смешивающихся с нефтью для её вытеснения из пласта, применяют сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и др. в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.

При использовании растворителей кфт вытеснения может быть доведен до 100%. Если использовать оторочки растворителя, то оторочка быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с газом. Коэффициент охвата вытеснением в этом случае ниже. В наклонных пластах при проталкивании оторочки сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и вытеснение более эффективно.

При более высоких давлениях, в условиях полной смешиваемости, оторочка не нужна. Если оторочка растворителя продвигается закачиваемой водой, то вода и растворитель фильтруются как две несмешивающиеся жидкости и оторочка размазывается по обводненной части пласта.

Различие вязкости нефти и растворителя оказывает влияние на характер процесса смешивания и на образование оторочки нужного размера.

14. Применение мицеллярных и полимерных растворов для интенсификации добычи нефти

Полимеры –выравнивание фронта вытеснения, повышение К_охв за счет изменения свойств закачиваемой воды, снижения ее подвижности. Устранение языков обводнения. Жопа в деструкции полимеров: механической (разрыв молекул), химической (контакт с кислородом), бактерии и высокая Т.

Способы применения полимеров в процессах добычи нефти:

1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик

нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет

блокирования зон высокой проницаемости.

2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.

3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.

Для полимерного заводнения применяют водные растворы полиакриламида, а также полиэтиленоксидов, вязкость которых не снижается в минерализованных водах в отличие от растворов полиакриламида. Наибольшее увеличение нефтеотдачи пластов при полимерном заводнении достигается в начальные периоды разработки залежи при вязкости пластовой нефти 10-50 мПа-с, температурах пласта до 90°С, в неоднородных коллекторах проницаемостью свыше 100 мД и глинистостью до 5-10%

Главная особенность мицеллярных растворов – способность к солюбилизации, т. е. к самопроизвольному растворению веществ, в обычных условиях нерастворимых в данном растворителе. Например, нефть становится растворимой в мицеллярной системе вода – ПАВ, хотя, как известно, обычно нефть не растворяется как в воде, так и в истинном водном растворе ПАВ.

Механизм растворения в мицеллярном растворе заключается в там, что микроскопические капельки нефти смещаются в центр мицелл, образуя так называемые разбухшие мицеллы. В таких системах внешней фазой является вода. При определенных условиях, когда концентрация углеводородной составляющей велика, образуются мицеллярные растворы с внешней углеводо-родной фазой. Микроскопические частицы воды в таких растворах располагаются внутри разбухших мицелл.

Одной из самых эффективных физико-химических технологий с потокоотклоняющим действием является технология применения сшитых полимеров акриламида. Это во многом связано с уникальными реологическими свойствами сшитых полимерно-гелевых составов (СПС).

Для воздействия в глубинные, отдаленные от скважин участки неоднородного продуктивного пласта полимерно-гелевыми составами, необходимо при сшивке полимера обеспечить образование коллоидальных дисперсных гелей. Коллоидальные дисперсные (КД) гели состоят из низкоконцентрированного полимера и сшивателя, которые делают закачку сравнительно больших объемов геля (до 20 тыс. м куб. на скважину) экономичными и позволяют обеспечить глубинное воздействие.

При низкой концентрации частично гидролизованного полиакриламида не имеется достаточного количества полимера, чтобы образовать непрерывную структуру, поэтому гель обычного блочного типа не может образоваться. Вместо этого образуется раствор отдельных гелевых пучков, в котором смесь в основном внутримолекулярных и, в минимальном количестве, межмолекулярных сшиваний, соединяет относительно небольшое число молекул. В блочном геле сшивающие звенья образуют непрерывную структуру молекул полимера, главным образом через межмолекулярные сшивающие связи.

Особенности технологии При применении полимерно-гелевых составов важное значение имеет обеспечение селективности по фазе закачиваемого геля, т.е. закачиваемый гель должен попадать только в высокопроницаемые водонасыщенныепропластки. Это обеспечивается двумя путями. 1) пучковая структура КД-геля и размер пучков таковы, что коллоидно-дисперсные частицы геля не могут по физическим размерам фильтроваться в низкопроницаемуюнефтенасыщенную часть продуктивного пласта. 2) применяется технологический прием, позволяющий обеспечить необходимую селективность. Известно, что на неоднородных по разрезу продуктивных пластах профиль приемистости изменяется в зависимости от давления нагнетания. При уменьшении закачки снижение приемистости происходит неравномерно, а приемистость низкопроницаемых интервалов уменьшается более значительно, чем высокопроницаемых. Этот факт подтвержден и при применении технологии повышения нефтеотдачи с использованием биополимеров. Поэтому закачку СПС начинают при давлении на 10-20 % ниже давления нагнетания воды в обычном режиме. Это обеспечивает попадание КД-геля в высокопроницаемые водонасыщенныепропластки, что приводит к повышению давления в них. При повышении давления в высокопроницаемыхпропластках в процесс фильтрации постепенно подключаются низкопроницаемыенефтенасыщенные зоны. Закачка СПС завершается при достижении давления на 5-10% превышающего номинальное, что также способствует подключению в процесс фильтрации низкопроницаемыхнефтенасыщенныхпропластков.

15. Газовые методы интенсификации добычи нефти. Водогазовое воздействие

На успешность применения газовых методов в основном оказывает влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта. Пласт должен характеризоваться высокой приемистостью при значительных давлениях.Виды:

1. закачка СО₂

2. закачка азота

3. закачка УВ газов:

-сухого

-обогащенного (газ высокого давления)

Закачка газа применяется:

- низкопроницаемый коллектор (менее 0,05 мкм²),

- месторождения с высокой обводненностью и высоковязкой нефтью.

Существуют 2-е основные технологии газового метода:

1. смешивающееся вытеснение (V газа закаченный полностью растворяется в нефти и в воде при данной Т и Р, не образует самостоятельную фазу)

2. несмешивающееся вытеснение (газ не полностью растворяется в нефти и в воде.Сосуществуют 3 фазы).

Какой вид вытеснения будет применен,зависит от Р, Т и от состава нефти.

Под смешивающимся вытеснением понимают такой режим, при котором отсутствуют границы между фазами, когда межфазное натяжение впереходной области между нефтью и газом равно нулю. Такой режим является одним из наиболее эффективных, коэффициент вытеснения для однородных пластов практически равен единице (0,95-0,98).

При частичной (или ограниченной) смешиваемости сохраняется граница раздела межу фазами, состав и свойства жидкости и газа изменяются в переходной зоне. Режим частичной смешиваемости может быть осуществлен при нагнетании попутного газа с содержанием метана 80-90 % в нефтяные залежи, содержащие легкую нефть, при давлении ниже МДДС на 5-10 МПа. Коэффициент вытеснения нефти газом при таком режиме несколько выше коэффициента вытеснения нефти водой.

При несмешивающемся режиме не происходит смешивания газа с нефтью в пластовых условиях, пена образуется за счет выделяющегося из нефти газа. Благодаря образованию в пласте пенных систем (вспененная нефть, водонефтяная эмульсия и вода), ВГВ на вязкие нефти и ВГВ с применением ПНВРА на легкие нефти в значительной степени способствуют выравниванию профиля вытеснения и увеличивают коэффициент охвата в неоднородных коллекторах.

При вытеснении нефти из гидрофильных пород газом вода будет смачивать породу, а газ является несмачивающей фазой. Тогда вода будет проникать в мелкие поры, а газ будет вытеснять нефть из крупных пор. Особенно значительный эффект от ВГВ по сравнению с традиционным вытеснением нефти водой наблюдается для сред со смешанной смачиваемостью, когда крупные поры гидрофобны, а более мелкие остаются гидрофильными.

Глубина залегания пласта и пластовое давление

Не ограничены.

Вязкость нефти

Осуществление процесса вытеснения с применением ПНВРА предпочтительно для легких нефтей вязкостью менее 5-10 мПа*св пластовых условиях и низким содержанием асфальтосмолистых веществ (менее 10 %).

Для вязких нефтей применение ПНВРА не обязательно - они могут быть использованы только для увеличения эффекта пенообразования. Вязкость может изменяться в пределах от 10 до 100 мПа*с и более.

Пластовая температура

Для легких нефтей с применением ПНВРА - до 100 °С.

Для вязких нефтей рекомендуется закачка горячей воды с температурой от 50 до 70 °С. При этом желательно, чтобы пластовая температура была выше 30 °С. При использовании ПНВРА процесс может проводиться при любой пла­стовой температуре.

Толщина пласта

В случае закачки газа в пологие залежи может колебаться в широких пределах - от 2 до 20 м.

При вертикальном вытеснении и использовании действия гравитационных сил толщина пласта не ограничивается.

Проницаемость коллектора

При закачке водогазовых смесей с ПНВРА проницаемость коллектора может составлять 0,004-0,8 мкм².

Наличие непроницаемой покрышки

Необходимо наличие непроницаемой покрышки над пластом для предотвращения перетоков газа в другие горизонты.

Наличие водонефтяной зоны

Для ВГВ благоприятны нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны.

Нагнетание СО₂

Метод основан на способности СО₂ растворяться как в воде, так и в нефти. Факторами, ограничивающими использование СО₂ являются:

- выпадение осадков в пласте;

- коррозия нефтепромыслового оборудования

- трудности транспортирования, хранения больших объемов СО₂

- поглощение СО₂ в пласте (до 70% от закачиваемого объема)

- отсутствие ресурсов СО₂ в районе размещения нефтяной залежи.

Вытеснение нефти при нагнетании СО₂ происходит за счет действия следующих механизмов:

- изменение вязкости нефти и воды. Вязкость нефти значительно уменьшается, а воды – незначительно увеличивается. Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды и увеличению охвата пласта на 8-20%

- увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза (за счет ее обогащения СО2). Это способствует эффективному вытеснению нефти и доотмыву остаточной нефти. Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти.

-снижение межфазного натяжения на границе фаз нефть-вода, что улучшает смачиваемость пород водой и отмывпленок нефти..

- образование угольной кислоты (Н₂СО₃) при растворении СО₂ в воде, которая способная растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы. Увеличивается проницаемость пород.

Механизм вытеснения нефти СО₂ имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснениемсмешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэф.вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Из-за того, что в пласте имеет место 3-хфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэф.охвата пласта воздействием выше при полном смешивании.

Рис. 5.4. Схема горизонтальной и вертикальной трещин

А. Образование горизонтальной трещины.

Если в призабойную зону скважины нагнетать слабофильтрующуюся (среднефильтрующуюся) жидкость, то фильтрация начинается в наиболее проницаемые области ПЗС, определяемые, как правило, наличием трещин. Фильтрация возможна только при определенном перепаде давлений , зависящем от ряда факторов:

(5.13)

В этом случае слабофильтрующаяся жидкость действует как клин, увеличивая длину и раскрытость горизонтальной трещины. При этом положительный результат может быть получен только при определенном темпе закачки жидкости разрыва. Минимальный темп закачки жидкости разрыва определяют по эмпирической зависимости:

, (5.14)

где Q_мин.г—минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования горизонтальной трещины, м3/с;

R_r— радиус горизонтальной трещины, м;

— ширина трещины на стенке скважины, м (см. рис. 5.4);

— вязкость жидкости разрыва, мПа*с.

Принципиально возможно образование горизонтальной трещины и фильтрующейся жидкостью, что связано с существенным увеличением темпа и давления закачки.

Б. Образование вертикальной (наклонной) трещины

Если используется нефильтрующаяся жидкость разрыва, то по мере повышения давления закачки напряжение в горной породе возрастает. При определенном напряжении, превышающем предел прочности породы на сжатие, порода разрывается. Физически этот процесс протекает следующим образом. По мере роста давления закачки напряжение в горной породе возрастает и происходит ее сжатие. Сжатие происходит до определенного предела, определяемого прочностью на сжатие. После превышения этого предела порода не может сопротивляться увеличивающемуся сжатию и растрескивается. После снятия давления закачки возникают остаточные трещины (трещины разуплотнения), как правило, вертикальной или наклонной ориентации.

Минимальный темп закачки жидкости разрыва рассчитывают по следующей эмпирической зависимости:

(5.15)

где Q_мин.в—минимальная подача насосным агрегатом жидкости разрыва для образования вертикальной трещины, м3/с;

h — толщина пласта, м.

Так как в процессе закачки определенная часть жидкости фильтруется в породу , формируя вдоль трещин зоны инфильтрата, действительный темп закачки жидкости разрыва Q_Д должен быть выше такового, рассчитываемого по формулам (5.14) и (5.15)

17. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Виды ГРП

Виды ГРП:

По типу скважины:

- добывающие нефтяные

- добывающие газовые

- нагнетательные

По применяемому внутрискважинному оборудованию:

- без НКТ (разрыв в обсадной колонне)

- с использованием НКТ

- без пакера (давление разрыва пласта действует на обсадную колонну

По числу пластов в разрезе скважины:

- один

- два

- несколько

По виду ГРП:

- простой

- поинтервальный (многократный)

- направленный

- избирательный

- массированный

- Глубокопроникающий

- комбинированный (щелевая разгрузка+ГРП…)

Жидкости разрыва.

ЖР – рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва ГП давление для образования новых и раскрытия существующих в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

В добывающих скважинах используют:

· - дегазированную нефть

· - загущенную нефть, нефтемазутную смесь

· - гидрофобную нефтекислотную эмульсию

· - гидрофобную водонефтяную эмульсию

· - кислотно-керосиновую эмульсию и др.

В нагнетательных скважинах используют:

· - чистую воду

· - водные растворы соляной кислоты

· - загущенную воду (крахмалом, ПАА, ССБ, КМЦ)

· - загущенную соляную кислоту

При выборе ЖР необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании.

Жидкость разрыва должна деструктурироваться под действием пластовых вод.

Проппанты.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

— кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 +1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

— стеклянные шарики;

— зерна агломерированного боксита;

— полимерные шарики;

— специальный наполнитель — проппант.

Основные требования к наполнителю:

— высокая прочность на сдавливание (смятие);

— геометрически правильная шарообразная форма.

Наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м³ жидкости-песконосителя.

+ на след.стр.

Проппант обладает наилучшими свойствами, особенно по сравнению с кварцевым песком; но и отличается сравнительно высокой стоимостью.

Жидкости-песконосители в добывающих скважинах:

· вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами;

· нефтемазутные смеси;

· гидрофобные водонефтяные эмульсии;

· загущенная соляная кислота и др.

В нагнетательных скважинах

· растворы ССБ;

· загущенная соляная кислота;

· гидрофильные нефтеводяные эмульсии;

· крахмально-щелочные растворы;

· нейтрализованный черный контакт (НЧК) и др.

Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.

В качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

21. ГРП. Жидкости разрыва и жидкости-песконосители.

ЖР:

1) Водные р-ры полимеров: гуаровая смола, гидроксидпропилгуар, кантоновые смолы, карбоксиметилцеллюлоза). Могут сшиваться поперечными связями (бором, цирконием, хромом и др)

2) Прямые и обратные эмульсии (Э):УВ фаза – г/к, пласт.н., ДТ, керосин. Вода – пресная, пластовая, минеральная. Впервые начали применять гидрофобные Э. на основе н., их использование было ограничено большими потерями давления при движении по трубам. С 70ых – гидрофильные Э. В них 1/3 гелирующего агента, ПАВ и др. добавок, 2/3 – н. Гидрофильная Э. имеет низкую фильтрато-отдачу и хорошо транспортирует проппант.

3) Загущенные УВ иструктурированные УВ-гели на основе г\к, н, керосина, ДТ.

4) Загущенный спирт– метанол (до 25%, остальное – водный р-р гуаровой смолы, иначе гуар – в осадок) «+»: низкое пов. натяжение, взаиморастворимость с водой, удаление водяных блокад

5) Загущенная углекислота. При понижении Р – в газ. Может частично растворять скелет, уменьшить μ_н

6) Загущенный HCl

7) Кислотные гели для ГРП

8) Нефтекислотные Э.

9) Устойчивые пены на водной основе Жид.фаза – р-р гуара, газ N₂, CO₂.

10) УВ пены,загущенные полимерами. Пены используют при АНПД.

Добавки:

Биоциды –для исключения поверхностных деструкций полимеров в емкостях, для подавления деятельности анаэробных бактерий в пласте.

Деструкторы – способствуют контролируемой деструкции вязкой жид-ти разрыва до жидкого флюида. Зависят от температуры

Буферные агенты – регулируют рН (бикарбонат Na, кальцинированная сода, фумаровая к-та). Гарантируют разрушение ЖР.

ПАВ –снижают вероятность образования осадков, Э., и обратной водяной блокады. Тип и конц. зависят от св-в пласта.

Стабилизаторыглин–снижение закупорки пласта набухающими глинами (KCl)

Понизителифильтратоотдачи –жидкость должна рвать пласт, а не поступать в него (водный р-р окислов Si)

Термостабилизаторы –тиосульфат Na, метанол

Отклоняющие агенты –предотвращение проникновения жид-ти разрыва в наиб.прониц. зону. (карб. крошка, бентонитовые глины)

22. ГРП. Наполнители трещин (пески и проппанты).

Основные наполнители: кварцевый песок, проппант.

Главныехар-ки, влияющие на проводимость трещин:

· Прочность проппанта

· Размер гранул

· Гранулометрический состав

· Кач-во проппанта (примеси, растворимость в кислотах)

· Форма (сферичность – приближение к сфере, округлость – относительная угловатость частиц. От них зависит ρ паковки проп в трещине, ее фильтрац. сопротивл, степень разруш. гранул по дейтвиегорного Р)

· Плотность

Основной наполнитель – кварц песок, ρ = 2650. Применяются: напряжение сжатия ≤ 40 Мпа, глубина ≤ 2.5 км

Среднепрочные керамические проп.: ρ от 2.7 до 3.3, напряжение сжатия до 69 Мпа, глубина до 3.5 км

Сверхпрочные проп.:спеченый боксит или окись циркония, ρ = 3.2 – 3.8, напряжение сжатия до 100 МПа, очень дорогие, но эффективные.

Прочность проп. – основнойкрит. При подборе т.к. обеспечиваеи лучшую проводимость.

Суперпесок – кварцевый песк, зерна которого покрыты спец. Смолами, повыщающими прочность и препятсвующими выносу частиц раскрошившегося проп. из трещины. Смола вулканизируется в конце обработки и связывает частицы проп, устойчивая матрица высокой проводимости.

Меш – кол-во отверстий в фильтрационной решетке 1 кв. дюйм.

20/40, 40/70, 12/20…Чем больше номер, тем меньше отверстия. Чем крупнее гранулы, тем большей проницаемостью обладает упаковка проп. в трещине.

Жопа – перенос проп. в трещине, может оседать, зависит отρ. Надо юзатьвысоковязские жид-ти для переноса. С увеличением размера гранулы снижается ее прочность. Если коллектор дерьмово сцементирован – мелкая херня будет засорять крупные дыры в проп.

23. Мини-ГРП как предварительный этап ГРП

Мини-гидроразрыв пласта (DataFrac, пробный гидроразрыв) выполняется с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м³ под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных данных определяются:

· эффективность жидкости разрыва,

· механические свойства породы,

· распределение напряжений в пласте

· эффективное давление разрыва,

· давление смыкания трещины,

· выбирается модель развития трещины,

· рассчитываются геометрические размеры трещины.

· корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации)

Имеются специальные приборы для определения высоты и азимута трещины. Затем с использованием специальных программ с учетом цели ГРП осуществляется «дизайн» трещины.

Мини-ГРП может быть как с проппантом, так и без. Иногда для оценки качества выполнения ГРП проводится дополнительный мини-ГРП после основного.

Предварительно выполняемый в скважине мини-ГРП позволяет получить достоверную информацию лишь о небольшом участке пласта, поэтому риск возникновения гидравлической связи трещины с водонасыщенными горизонтами достаточно высок.

Исходя из его названия – DataFrac – нетрудно догадаться, что он предназначен для сбора инфы о пласте. Растекаться мыслью по древу можно сколь угодно долго, но суть мини-грп излагается в одной фразе.

24. Кислотный гидравлический разрыв пласта. Газодинамический разрыв пласта

Технология газодинамического разрыва пласта (ГДРП) с использованием горюче-окислительных составов по сути своей отличается от ГРП меньшей продолжительностью динамического воздействия на пласт и возможностью регулирования величины этого воздействия. Горюче-окислительный состав (ГОС) включает в себя минеральный окислитель, органическое горючее и общий растворитель. Все эти компоненты экологически безвредны, пожаробезопасны и выпускаются промышленностью. При сгорании ГОС не образуется твердых веществ. Технология ГДРП предусматривает закачивание и сжигание в скважине, в зоне продуктивного пласта, жидких ГОС с целью формирования в пласте одной или нескольких протяженных трещин под действием высокого давления газообразных продуктов, возникающих при срабатывании порохового генератора давления (ПГД) и сгорании ГОС. Воспламенение ГОС в скважине осуществляется пороховым генератором давления (ПГД), который спускается в скважину через НКТ на геофизическом кабеле.

В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико- химическому воздействиям. Основное влияние на пласт оказывает механическоевоздействие. Оно осуществляется в три этапа.

На первом этапе в результате срабатывания генератора образуется импульс, характеризующийся крутым фронтом нарастания давления, высокой амплитудой и малым временем действия (доли секунды). Необходимо количество пороховых шашек подбирать таким образом, чтобы величина развиваемого давления превосходила давление разрыва пласта. В этом случае пороховой генератор не только воспламеняет ГОС, но и способствует образованию в пласте сетки начальных трещин в намеченном интервале.

На втором этапе происходит сгорание ГОС, что приводит к образованию импульса, характеризующегося длительным временем действия и амплитудой давления, достаточной для разрыва пласта и увеличения размеров трещин, образовавшихся при сгорании генератора.

Третий этап характеризуется циклическими воздействиями колеблющегося столба скважинной жидкости, обеспечивающими очистку трещин и перфорационных каналов от песчано-глинистых частиц, углеводородных отложений и продуктов химических реакций. При импульсном воздействии давления скважинная жидкость проникает в пласт не путем фильтрации через п