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 450o 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.