Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей

Джими Муса Усман

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей"

На правах рукописи ДЖИМИ МУСА УСМАН "

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ГРП НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ И СВОЙСТВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа -2012

005013721

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

доктор технических наук Ленченкова Любовь Евгеньевна.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Хафизов Айрат Римович;

кандидат технических наук Карпов Алексей Александрович.

Ведущая организация

ООО НПФ «Иджат» г. Казань

Защита состоится « 10 » февраля 2012 года в 14:30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «50» декабря 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

В.У. Ямалиев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. В последние годы в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы углеводородов, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных методов повышения коэффициента продуктивности нефтяных и газовых скважин, вскрывающих такие пласты.

Еще в начале 90-х годов гидроразрыв применялся исключительно в низкопроницаемых пластах. Сильное поглощение флюида пластом и рыхлость песчаника, связанного с высокопроницаемыми пластами, могли бы помешать внедрению и совершенствованию одиночного плоского гидроразрыва пласта достаточной ширины для принятия значительного количества проппанта. Более того, подобная структура разрыва, даже если пласт успешно вскрыт, а края трещины закреплены, может быть несовместима с определенными особенностями средне и высокопроницаемых пластов, включая высокую проводимость (ширину).

Значительным шагом вперед, связанный с преимуществами высокопроницаемого разрыва (ВПР) является технология концевого экранирования (TSO), суть которой заключается в принудительном задерживание горизонтального роста разрыва и увеличении ширины с последующим заполнением проппантом. В результате образуются трещины небольшой протяженности, обладающие большой или исключительно большой шириной. В то время как при традиционном неэкранированном гидроразрыве нормальной считалась бы средняя ширина трещины, равная 6 мм, при применении экранирования обычно наблюдается ширина порядка 25 мм и больше.

С совершенствованием возможностей ГРП и появлением технологии TSO для высокопроницаемых пластов метод получил еще большее распространение.

Наиболее высокая эффективность ГРП обеспечивается при комплексном подходе к проектированию, основанном на учете таких факторов, как

проводимость трещины (Иг), сетка скважин, дизайн трещины, характеристики жидкостей разрыва, технологические и экономические ограничения. Для реализации этого подхода помимо моделей трещинообразования необходимо создание моделей фильтрации в системе скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва, изучение особенностей течения флюидов в окрестности трещины, в том числе в неоднородных и обводненных пластах. Решению этих проблем и посвящена эта работа.

Цель работы

Повышение коэффициента продуктивности высокопроницаемых пластов месторождения Коме на основе применения ПРП с использованием в качестве жидкостей-песконосителей проппакта, технологических жидкостей на водной и углеводородной основах.

Основные задачи исследований

1 Выполнить анализ промысловых испытаний различных модификаций технологий ГРП ШШР, БйтРАС, БЬпуРаск для низкопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Республики Чад с целью выявления особенностей и успешностей применения технологий и определения критериев эффективного их применения.

2 Обосновать и получить в лабораторных условиях новые технологические жидкости на водной и углеводородной основах с регулируемыми фильтрационными и реологическими свойствами, с высокой пескоудерживающей способностью для высокопроницаемого нефтяного пласта УОМ месторождения Коме.

3 Разработать новую технологию ГРП - технологию концевого экранирования (ТБО) для высокопроницаемых коллекторов с целью получения высокопроводящей трещины большой ширины путем принудительного приостановления продольного роста трещины и увеличения ее ширины.

жидкости в пласт и установить оптимальное соотношение между длиной и шириной трещины.

5 Обосновать алгоритм расчета показателей ГРП для проектирования параметров технологического процесса с учетом его реализации в высокопроницаемых коллекторах и ориентации трещины вдоль зоны кольматации в призабойной зоне пласта.

Методы решения поставленных задач

Решения задач выполнены с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных методов исследований, а также с применением аналитических и статистических методов исследования с привлечением современных программных продуктов.

Научная новизна

1 Установлен механизм регулирования фильтрационных и реологических свойств новых гелеобразующих составов на основе "Сиалита" и гидрофобной эмульсии в качестве технологических жидкостей-песконосителей проппанта в технологии ГРП для высокопроницаемых терригенных коллекторов. Экспериментально определены коэффициенты утечек технологических жидкостей и обоснованы оптимальные составы и объемы, определяющие высокие пескоудерживающие свойства и обеспечивающие максимальную упаковку проппанта в трещине с учетом коллекторских свойств породы.

2 Экспериментально установлено изменение начальной условной вязкости при различных скоростях сдвига во время проведения операции ГРП, которое следует учитывать на стадии проектирования параметров ГРП.

3 Впервые для рыхлых терригенных коллекторов установлены зависимости объема, концентрации проппанта и порядок его вводов в трещину от статического напряжения сдвига и проводимости трещины ТБО.

Практическая цеппость

пескоудсрживающей способностью и нюким коэффициентом утечек, позволяющие повысить коэффициент продуктивности высокопроницаемых терригеппых коллекторов.

2 Результаты диссертационной работы использованы при выполнении курсовых и дипломных проектов, а также при чтении лекций в УГНТУ: -студентам специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по дисциплине «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на II Всероссийской научно-практической конференции "Научные инициативы иностранных студентов и аспирантов российских вузов". ТПУ, Томск 2009г; I Международной конференции молодых ученых "Актуальные проблемы науки и техники". УГНТУ, Уфа 20Юг; Научно-практической конференции "Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология". УГНТУ, Уфа 20 Юг; 61-ой Научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. УГНТУ, Уфа 2010 г.

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 8 печатных работах, из них 1 статья опубликована в ведущем рецензируемом научном журнале, определенном Высшей аттестационной комиссией.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка использованных источников, состоящего из 67 наименований. Текст работы изложен на 143 страницах, содержит 45 рисунков и 23 таблицы.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, Л. Е. Ленченковой, которому глубоко благодарен. Автор благодарен заведующему кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ профессору Ю.В. Зейгману и сотрудникам кафедры за ценные советы и замечания при работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность проблемы, поставлены цели и задачи исследований, а также сформулированы научная новизна и практическая значимость представленной работы.

В первой главе расматривается опыт применения гидроразрыва пласта на месторождениях России и зарубежом.

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв (ГРП) был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе J.B. Clark в 1949 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. В России в нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. Значительный вклад в развитие и решение этой проблемы внесли Желтов Ю.П., Иванов С.И., Мищенко И.Т., Лесик Н.П., Логинов Б.Г., Христианович С.А., Теслюк Р.Т., Орлов Г.Н., Усачев П.М., Глущенко В.Н., Константинов C.B., Clark J.B., Economides M.J., Cipolla C.L., Meehan D.N., Stevens P.L, Martins J.R., Murray L.R., Clifford P.J., Maclelland W.G., Hanna M.F., Sharp Jr. J.W., Robinson B.M., Holditch S.A., Whitehead W.S., Peterson R.E., Vinegar H. J., Willis P. B.

Технология применения гидроразрыва в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы, длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего, большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух и

трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки.

Образование трещины заданных параметров зависит от многих факторов, не поддающихся точному определению и контролю, особенно по вопросу направленности распространения трещины. Возможности применения ГРП ограничены по существу выбором сооствествующих параметров технологических жидкостей, проппанта, а также объемов, темпов и режимов их закачки.

С совершенствованием возможностей ГРП и появлением технологии ГРП для высокопроницаемых пластов с эффектом концевого экранирования (ТБО), метод получил еще большее распространение. Так, быстрый рост применения технологии Т80 в США произошел с единичных операций в 1993 г. до 450 операций в год к 2008 г. Становление технологии Т80 для высокопроницаемых коллекторов основано на мероприятиях как оптимального вскрытия скважин, так и повышения их продуктивности.

В России дашшй технологический процесс ТБО применяется на единичных скважинах Западной Сибири с низкой технологической эффективностью. Учитывая перспективность метода актуальны все промысловые и теоретические исследования по технологии ТЭО, выполненные зарубежными компаниями.

Во второй главе приведена геолого-промысловая характеристика месторождения Коме Республики Чад и выполнен анализ ее разработки.

Продуктивные пласты месторождения Коме состоят из песчаника нижнего и верхнего мела, причем около 97% балансовых запасов нефти сосредоточены в верхнем меле, глубина залегания которых составляет 1700м. Добыча нефти осуществляется из следующих 6 нефтенасыщенных пластов: УО, М1, М2, МЗ, А1, А2. Пласты верхнего мела представлены высокопроницаемыми (до 5,8 мкм2) и высокопористыми (до 27%) песчаниками. Характеристики пластов рассматриваемого месторождения определялись на основании результатов геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований.

Пластовая нефть верхнего мела месторождения Коме обладает плотностью 927 кг/м3, вязкость изменяется в широких пределах от 70 до 800мПас., пластовая температура не превышает 60°С, пластовое давление 15,50 МПа и средний газовый фактор составляет 2,7м3/м3.

Продуктивный пласт нижнего мела месторождения Коме также представлен песчаниками, но имеет низкую проницаемость (до 0,005мкм2), содержит менее вязкую нефть (0,ЗмПа-с), глубина залегания 3000 м, в них находятся 3% балансовых запасов нефти. Пластовая температура 104 С и пластовое давление 33,6 МПа, средний газовый фактор 250м3/м3, начальное пластовое давление составляет 33,6 МПа. Отмечено, что с 2000 г. консорциум из трех нефтяных компаний Exxon Mobil, Petronas и Chevron начали добычу нефти на месторождении Коме.

Прогноз основных показателей разработки месторождения Коме осуществлялся на основе использования гидродинамических моделей, выполненных с учетом ограничений по дебиту нефти, связанных с низкой пропускной способностью системы сбора нефти.

Так, в течение первого года добыча нефти на месторождении ограничивалась до уровня 20,5тыс. тонн в сутки, в 2004 г. составив концу 2008 - 10,5тыс. тонн в сутки, обводненность из за указанный период изменилась с 20% до 85%.

В третьей главе представлен анализ промыслового опыта проведения технологии ГРП различных модификаций на месторождении Коме Республики Чад.

На месторождении Коме были реализованы три модификации технологии ГРП основанные на применении различных технологических жидкостей для гидроразрыва. Так, технология ГРП SlurryPack на основе применения цементных растворов, StimPAC, - полимерных гелей, а технология HRWP — соляной раствор с добавкой реагента WF -105.

Технологии HRWP и StimPAC применялись для высокопроницаемых пластов месторождения Коме с 2002 г. Промысловыми испытаниями было

охвачено 10 скважин по технологии БйтРАС и 12 - по технологии ШШР составила 30%,

Определены зависимости успешности обработок по технологии БйтРАС от удельных расходов проппанта и удельных объемов проппанта (рисунок 1).

Полученные результаты были использованы при обосновании объемов и концентрации проппанта в технологических жидкостях.

Удельное количество введенного проппанта представляет собой разницу между общим количеством закаченного проппанта под перфорационные отверстия и количеством проппанта, необходимого для заполнения кольцевого пространства.

Дкисшп» Дмспяиш

<о,1» л,!!? - щп >ыя шШЗЗВШ шш

, <175 >175

уделйый Р™, «в»-»)) шж*т Ф шМата,-

|дУсве1ДйЫИН^с7П!еш|[Ый|

Рисунок 1 - Зависимости успешности обработок от удельных расходов проппанта и удельных объемов проппанта для технологии ЗИтРАС

Удельный объем проппанта определяется из расчета закачки в трещину общего количества проппанта на единицу длины интервала перфорации.

При анализе промысловых данных получено, что удельный объем проппанта изменяется от 42,5 до 309 м3/м. Причем в четырех из десяти анализируемых скважин этот показатель достигал значения менее 175 м3/м проппанта и в этих скважинах все операции ГРП были не успешными.

Установлено, что операции ГРП, выполненные при больших удельных расходах проппанта - более 0,175 м3/мин*м, являются более успешными по сравнению с аналогичными обработками, проведенными на меньших удельных расходах (рисунок 1).

В Успешный В Неуспешный

В высокопроницаемых пластах с большой флюидоотдачей высокие удельные расходы технологических жидкостей на водной и нефтяной основах являются необходимым условием для реализации технологии концевого экранирования (ТБО).

По результатам анализа промысловых испытаний для наиболее эффективной технологии ГРП - БИтРАС были определены критерии ее эффективного применения:

- содержание проппапта в технологических жидкостях не более 35%;

- удельный объем проппанта не менее 175 м3/м;

- удельный расход проппанта не менее 0,18 мэ/(мин*м).

Усовершенствование методологии существующих проектов,

выполненных для условий месторождения Коме, предусматривает использование базы данных свойств горных пород и флюидов по пластам, измерение профиля давления и оптимальных параметров трещин ГРП.

Точное измерение профиля давления с рассчитанным градиентом давления при ГРП позволяет получить более реальную геометрию трещин.

Оптимальные параметры проекта, полученные из анализа промысловых данных при проведении ГРП, также могу быть использованы с целью улучшения успешности реализации технологии ГРП - вйтРАС (рисунок 2).

Различные виды каротажа, выполненные по длине скважин, позволяют получить достаточное количество данных по следующим пластовым характеристикам: пористость, градиент сдвига, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, необходимым при моделировании трещины при проведении ГРП для условий месторождения Коме.

Следует отметить, что одним из самых важных параметров определяющих успех проведения ГТП высокопроницаемых пород является модуль Юнга. Он определяет величину роста давления на завершающей стадии процесса Т80. Так, при высоком значении модуля Юнга процесс Т80 приходится даже прерывать и переходить на другой режим РгасРаск (таблица 1).

а«

Пп

Рисунок 2 - Блок - схема выбора технологии Ш1\¥Р или ЗйтРАС для условий месторождения Коме

Таблица 1 - Основные пластовые характеристики для расчета параметров ГРП месторождения Коме

Наименование параметров Пласт М1 Пласт А1 Пласт УО

Градиент сдвшгаЛМПа/м}^ 0,023 0,022 0,023

Пористость, (%) 23 20 19

Коэф. Пуассона 0,25 0,25 0,27

Модуль Юига (МПа) 1034 1020 1241

Выполнен анализ изменения градиента давления при ГРП - вйтРАС от градиента порового давления для пласта М1 по 10 скважинам. Результаты данной зависимости приведены на рисунке 3.Отмечено повышение градиента давления с ростом градиента порового давления по всем анализируемым скважинам.

I ру.И!1'Н I давления МИя/м

.2.0-10-2 тпршющшшкшрзир #

1,6*10' 0,4*10'

.£>7* ( О^Х

,,......„ .....

ВШр

г.—1ЩЩШ - - « ЙВРкШ

{ й ^...... ......

V чия

¡ШЙШР

гЩ Ж Ш I

Градисит порового давления (ПРпо„), Ша/я

* М1-2Й а М1-10 <К!24) а. М1-20 <Мп71)

* М1-20/30 {МК10В: я М1 !0/за ,;мк12б) - -Л*Н1М(№1-26)

Рисунок 3 - Зависимость расчетного градиента давления при ГРП (АРр) от градиента порового давления (АРпор) для условия месторождения Коме

Соотношение между градиентом давления при ГРГ1 и градиентом порового давления можно определить по следующей формуле

дрр V

* 1-1/ 1-у

где а = 0,6097+ 0,9299* <р (1)

где V - коэффициент Пуассона; - эффективное вертикальное напряжение, МПа/м; а - постоянная Биота; ЛР„ор - градиент порового давления, МПа/м; Рг - горное давление, МПа; <р - пористость, %.

Изменение градиентов давления при ГРП по технологии Бит РАС по нескольким скважинам было вычислено, используя уравнение (1).

Результаты расчетов прогнозных параметров градиента давления по 13 скважинам месторождения Коме свидетельствуют о высокой сходимости полученных результатов, отклонение составило менее 10% по сравнению с фактическими данными приведены на рисунке 4.

Полученные прогнозные значения градиентов давления при ГРП могут быть использованы для уточнения профиля давления, конечно, при условии доступности каротажного материала, тем самым влияя на положительные результаты в ходе проведения ГРП.

Градяевт давление С»Р,, , МПа/м

1.6П0 1,4*10'

¡аРРр «РР„„Р □Р^щ.пдп. ШОткдбйеши]

Рисунок 4 - Отклонение расчетных градиентов давления при ГРП от их фактических значений

Основной принцип оптимизации ГРП по технологии ТБО это получение трещины с высокой проводимостью для поддержания приемлемой велечины безразмерной проводимости трещины. Существуют несколько путей

увеличения проводимости трещины Т80. Это увеличение концентрации проппанта для расширения трещины; использование более крупного фракционного состава проппанта; использование проппанта устойчивого к высоким напряжениям.

Установлена зависимость проводимости трещины при проведении технологии ТВО от давления смыкания, при различных концентрациях проппанта. Так, при концентрации проппанта 14,6 кг/м2, проводимость трещины составила 975 мД*м, а при концентрации проппанта - 2,4 кг/м2, указанная величина составила 150 мД*м, причем во всех случаях давление смыкания трещины составляло 28 МПа.

Давление смыкания трещины определялось из уравнения Итона:

(2)

где - полное вертикальное напряжение, МПа;

Р„0/, - поровое давление в пласте, МПа.

Эффективность технологических жидкостей по технологии ТБО определяется величиной утечек жидкости в пласт. Фактические утечки определяются системой состоящей из условий формирования фильтрационной корки и особенностей фильтрации жидкости в пласте.

Скорость утечек жидкости из трещины в пласт определяется из уравнения Картера

\-cj4t, (з)

где Са - коэффициент утечек, м/минш;

г - время, прошедшее с начала процесса утечки, мин.

Анализ промыслового и экспериментального материала по месторождению Коме позволил установить зависимость коэффициента утечек технологической жидкости от проводимости трещины (КЬ) отдельно для пластов А1 и М1 верхнего мела месторождения Коме.

Для пласта М1 получены меньшие значения проводимости трещины после проведения ГРП по 8йтРАС чем для пласта А1. Полученные

результаты были использованы при прогнозировании параметров технологии ТБО для условий месторождения Коме. Полученные зависимости указанных показателей приведены на рисунке 5.

Коэф, утечек, м/яин"'5

о ¿0 ПО 1Й> 240 зы

Коэффншият проводимость (К11), мкм2"и

( Шаст М! « Плиц А1 -^ннин (Шгасг М1) -Лшшя «Цлаа А1) |

Рисунок 5 - Зависимость коэффициентов утечек от проводимости трещин для пластов А1 и М1 верхнего мела месторождения Коме

В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований по подбору технологических жидкостей по технологии ТБО для условий месторождения Коме.

Известно применение в качестве жидкости разрыва гидрофобных эмульсий, менее изучено применение для указанных целей гелеобразующих составов. Исследованы закономерности гелеобразования реагента "Сиалит" в солянокислотных растворах, фильтрационные характеристики композиции и возможность использования ее в качестве технологической жидкости -песконосителя при проведении ГРП. Кислотные растворы реагента "Сиалит" представляют собой коллоидные растворы кремневой кислоты.

Зависимость времени гелеобразования от температуры в солянокислотных растворах алюмосиликатов описывается уравнением Аррениуса:

т = Тоехр(ЕаЖТ) (4) где г - время гелеобразования, час; т0 - предэкспоненциальный множитель, час; Еа - энергия активации, кДж/моль; К - универсальная газовая постоянная, кДж/(моль*К); Т - температура, К.

Энергия активации Еа гелеобразования, полученная для композиции на основе реагента "Сиалит", не зависит от концентрации исходных реагентов.

Оценка кинетики гелеобразования реагента "Сиалит" приведена на рисунке 6.

Время перемешивания, мин

Г гелеобразования, ч *Нйрлст»орм8ШиЙ13госп(тас,%исход навеом реагеига |

Рисунок 6 - Зависимость времени гелеобразования и величины осадка алюмосиликата (АС) от времени его перемешивания

Эксперименты выполнены для 10% НС1 и 8% масс. АС при температуре 60°С. Среднее значение Еа р полученное для композиции на основе реагента "Сиалит", близко к значениям этой величины при полимеризации кремневой кислоты в кислых растворах.

Фильтрационные эксперименты гелеобразующих составов на основе реагента "Сиалит" проводили на нефтенасыщенных насыпных пористых моделях пласта с учетом моделируемых условий месторождения Коме.

Фильтрационные эксперименты состояли из следующих этапов. Сначала через модель пласта с постоянной скоростью профильтровывали пресную воду до стабилизации перепада давления (ДР). Затем в модель закачивали гелеобразующий раствор и выдерживали в покое для завершения процессов образования и упрочнения геля. Затем в модель закачивали пресную воду до стабилизации перепада давления. Степень прочности геля в пористой среде оценивали по максимальным и остаточным факторам сопротивления.

Закачка гелеобразующих растворов в пористые среды не приводит к заметном}' изменению перепада давления (АР). Фильтрация воды после

завершения гелеобразования сопровождается резким ростом перепада давления (АР). В случае нефтенасьпценных моделей пласта происходит движение остаточной нефти в пористой среде. Остаточная нефть из зоны, занятой гелем, вытесняется и скапливается в торцевой части модели пласта.

По мере роста концентрации реагента "Сиалит " плотность гелей в пористой среде увеличивается, что проявляется в росте максимальных и остаточных факторов сопротивления. В случае водонасыщенных пористых сред наблюдается быстрый рост факторов сопротивления.

С ростом проницаемости на моделях пористых сред отмечается увеличение максимальных и остаточных факторов сопротивления, т.е. рассматриваемая гелеобразующая композиция селективно регулирует проницаемость неоднородных пористых сред. Результаты фильтрационных исследований гелеобразующего состава на основе реагента "Сиалит" через модель пласта приведены на рисунке 7.

Гелеобразующий золь способен формировать сплошную трехмерную сетку геля в заполненных водой порах, что и объясняет быстрый рост факторов сопротивления в водонасыщенных пористых средах при содержании реагента "Сиалит" больше 7%.

Участок 1

Участок 2

Участок Ъ

а бо

<=Г | 40

б 30 Ш 20

ад 8

2 10 §

§ О

♦I

ЧЛ

10000 15000

Время эксперимента, с

20000

Рисунок 7 - Результаты фильтрации гелеобразующего состава через керн: участок 1 - фильтрация пресной воды, участок 2 - фильтрация гелеобразующего состава, участок 3 - фильтрация пресной воды

При закачке кислотных растворов последних в пористую среду с остаточной нефтью происходит замещение воды маловязким гелеобразугащим составом, а глобулы остаточной нефти в центре пор остаются в покое. После выдержки на гелеобразование образуется прочный гель, заметно превышающий по своим прочностным характеристикам капельки остаточной нефти. Поэтому последующая фильтрация воды приводит к движению остаточной нефти, а не разрушению геля. Фильтрация воды может происходить через неразрушенную трехмерную сетку геля, т.е. гели на водной основе по своим свойствам напоминают пористые среды очень низкой проницаемости (рисунок 8).

Рисунок 8 ■- Зависимость проницаемости гелеобразующей композиции "Сиалит" от фактора сопротивления

Рассмотренный механизм объясняет повышенные значения факторов сопротивления в случае закачки 3 - 5% растворов реагента "Сиалит", т.е. в пористой среде образуется два блокирующих барьера - гель и зона пористой среды с повышенным содержанием остаточной нефти, а также отсутствие экспоненциальной зависимости факторов сопротивления от концентрации реагента "Сиалит" в случае пористых сред с постоянной нефтенасыщенностью.

В качестве еще одной технологической жидкости для ГРП рассмотрены гидрофобные эмульсии (ГЭ). Приготовление состава осуществлялось на основе смешения нефти и эмульгатора «Нефтенол НЗ» с пресной водой, при

следующем соотношении компонентов, мае. %: нефть - 20, Эмульгатор «Нефтенол НЗ» - 2, алюмохлорид - 4, пресная вода - остальное.

По выполненным лабораторным исследованиям по моделированию условии фильтрации ГЭ в условиях пластов месторождения Коме, представленных крупнозернистыми песчаниками можно сделать следующие выводы:

- предлагаемый состав ГЭ отличается высокой стабильностью в течение 1 суток, что является необходимым условием для реализации технологий данного класса.

- ГЭ хорошо фильтруется в образце горной породы (песчаник) месторождения Коме. Так, при фильтрации ГЭ установившийся градиент давлений составил 6,52 МПа/м.

- состав показал высокую эффективность в моделируемых условиях месторождения Коме. При воздействии составом на водонасьпценный керн проницаемость снизилась с 0,921 мкм2 до 0,551мкм2 (в 1,67 раза), а градиент давлений при фильтрации воды после обработки керна ГЭ увеличился с 5,04 МПа/м до 7,87 МПа/м (в 1,56 раза).

На эффективность ГРП влияет содержание проппанта в технологической жидкости. Для оценки удерживающей способности проппанта во взвешенном состоянии в зависимости от статического напряжения сдвига гидрофобной эмульсии была использована величина скорости седиментации песка.

Скорость осаждения твердых частиц в непрозрачной жидкости определяли по следующей методике. Стеклянный цилиндр высотой 300 мм и диаметром 30 мм заполнялся на высоту 50 мм тяжелой прозрачной жидкостью (водный раствор ЫаС1 или СаСЩ, затем на высоту 100 мм испытываемого технологического состава и далее еще высоту на 100 мм того же состава с концентрацией песка 200 г/дм3 (фракции 0,2 ... 0,6 мм). Момент заполнения цилиндра технологической жидкостью (гидрофобной эмульсией или гелеобразующего состава) с песком регистрировали секундомером, который останавливали в момент появления песка в прозрачной жидкости.

По результатам исследований получены зависимости скорости осаждения песка фракции 0,6 мм в среде гелеобразующего состава и той же фракции в среде ГЭ от статического напряжения сдвига (СНС) для каждого из указанных технологических составов. Из которых следует, что при одних и тех же статических напряжениях сдвига, например 20 дПа для ГЭ, скорость осаждения пропнанта соответствует 17 м/ч, а для гелеобразующего состава, данная величина в 2,8 раз ниже, т.е. составляет 6 м/ч.

Экспериментальные результаты позволяют рассчитать время полного осаждения песка для конкретной скважины. Например, средняя глубина скважин месторождения Коме составляет 1200 м при условии применения ГЭ СНС - 20 дПа, скорость осаждения песка - 17 м/ч, время составит около 3 суток.

В пятой главе рассматриваются вопросы техники и технологии проведении ГРП для условий месторождения Коме Республики Чад.

Технологическая цепочка проведения ГРП заключается в проведении следующих основных операций. Проппант и технологическая жидкость ГРП подаются и перемешиваются в смесителе (блендере), далее поступают в насосы высокого давления с последующим закачиванием жидкости носителя проппанта в скважину через трубопровод высокого давления.

Мониторинг закачки технологических жидкостей проводится в процессе ГРП (расход реагентов, рН, вязкость смеси, время проведения цикла закачки, давление и т.д.) Данная информация используется для диагностики и предупреждения проблем с оборудованием при рациональной его эксплуатации. В процессе проведения ГРП применяется технология "Принудительного закрытия", которая заключается в выводе жидкости ГРП из скважины сразу после окончания закачки, практически в течение первых минут, при расходе от десятых м3/мин до нескольких сотен м3/мин, в зависимости от размера и количества интервалов перфораций. Технология "Принудительного закрытия" может эффективно препятствовать осаждению проппанта и обеспечивать улучшенную проводимость трещины в околоскважинной зоне.

Контроль за параметрами рабочей жидкости осуществлялся в автоматическом режиме. Измеряя плотность жидкости - песконосителя и скорость подачи проппанта в смеситель определяют оптимальные параметры технологической жидкости. После смешения последняя поступает в насосы высокого давления, соединенные между собой параллельно, и рассчитывается мощность, достаточная для поддержания рабочих давлений и скорости закачки.

В шестой главе приведены алгоритмы расчета основных прогнозных параметров ГРП по технологии ТБО с учетом особенностей применения новых технологических жидкостей для условий высокопроницаемых месторождения Коме Республики Чад. Особенность расчета параметров технологии Т80 состоит в том, что он начинается не с определения геометрии трещины и последующего определения ее влияния на коэффициент продуктивности скважины, а основывается на определении оптимальности размещения расчетного количества проппанта, максимально увеличивающее проводимость трещины и последующего расчета параметров режима проведения ГРП с соответствующими ограничениями.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

В диссертационной работе на основе выполненного анализа промысловых испытаний ГРП, его теоретического обоснования, экспериментальных исследований обоснована и доказана возможность совершенствования процесса ГРП для условий проведения в высокопроницаемых коллекторах технологии ТБО на основе разработки новых технологических жидкостей на водной (алюмосиликатные гели) и углеводородной (гидрофобные эмульсии) основах в качестве жидкостей-песконосителсй проппанта и технологий их применения.

1. Проведен анализ применения различных модификаций технологий ГРП типа ГОЛУР, БкотуРаск, БйшРАС в промысловых условиях высокопроницаемых коллекторов месторождения Коме Республики Чад. Установлена низкая эффективность применения технологий ГРП типа Н1ШР, 81иггуРаск в промысловых условиях месторождения Коме с

успешностью не превышающей 30%. Определены критерии эффективного применения технологии БйтРАС

2. Установлена зависимость удельной технологической эффективности операции ГРП от коэффициента проводимости высокопроницаемого пласта месторождения Коме и удельных объемов закачиваемого проппанта. Предложена блок-схема, позволяющая осуществлять выбор наиболее привлекательных модификаций процесса ГРП с учетом геолого-физических особенностей коллектора.

3. Теоретически обосновано и экспериментально доказано влияние добавок алюмохлорида в разработанную гидрофобную эмульсию на реологические свойства состава, его пескосодержащие свойства и фильтрационные показатели.

4. Экспериментально исследованы реологические зависимости и фильтрационные кривые, позволяющие регулировать подвижность геля в моделируемых условиях пласта месторождения Коме в широком диапазоне температуры.

Подобраны реагенты - деструкторы, разрушающие алюмосшгакатные гели в пластовых условиях после завершения операции ГРП.

5. Выполнены технологические расчеты по подбору рабочих параметров проведения ГРП с учетом особенностей конкретных условий высокопроницаемых пластов месторождения Коме для проектирования ГРП и контроля их параметров в лабораторных и промысловых условиях.

6. Предложена и обоснована технология доставки проппанта в высокопроводящую трещину моделируемого пласта месторождения Коме с использованием новых технологических жидкостей, заключающаяся в цикличности их применения, регулировании параметров трещины и регламентирующая фракционный состав проппанта.

Содержание работы опубликовано в следующих публикациях:

1. Джими М.У. Применение гидроразрыва пласта на месторождении Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова// Материалы II Всероссийской научно-практической конференции "Научные инициативы

иностранных студентов и аспирантов российских вузов". - Томск; Изд-во ТПУ, 2009.-С. 66-71.

2. Джими М.У. Анализ состояния разработки месторождения Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова// Материалы 1-ой международной конференции молодых ученых "Актуальные проблемы науки и техники". - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 35.

3. Джими М.У. Геологические модели месторождения Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова// Материалы 1-ой международной конференции молодых ученых "Актуальные проблемы науки и техники". -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 35-36.

4. Джими М.У. Анализ эффективности гидроразрыва пласта на месторождении Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова// Материалы 1-ой международной конференции молодых ученых "Актуальные проблемы науки и техники". - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 36-37.

5. Джими М.У. Разработка технологических жидкостей ГРП для условий месторождения Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова// Материалы научно-практической конференции "Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология". - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. - С. 224-229.

6. Джими М.У. Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова//' Материалы 61-ой научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. - С. 264.

7. Джими М.У. Анализ технологической эффективности от применения гидравлического разрыва пласта на месторождении Коме (Республика Чад) /М.У. Джими, Л.Е. Ленченкова// Материалы 61-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010.- С. 264-265.

8. Джими М. У. Анализ результатов применения модифицированных технологий ГРП на месторождении Коме Республики Чад/ М.'У. Джими, JI. Е. Ленченкова// Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело".'2011. №2. С. 478-484. URL: http://vvvAV.ogbus.nl/authors/Djimi/Djimi_l .pdf

Подписано в печать 27.12.2011. Бумага офсетная. Формат 60x84 '/,6-Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 201.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

• Адрес издательства и типографии:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Джими Муса Усман, Уфа

61 12-5/1622

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

РЕГУЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ГРП НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССОВ И СВОЙСТВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

Специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технический наук

профессор, Ленченкова Любовь Евгеньевна

На правах рукописи

Муса Усман Джими

Уфа-2012

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................4

1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РОССИИ И ЗАРУБЕЖОМ...................................9

1.1 Назначение ГРП........................................................................34

1.2 Критерии выбора скважин для проведения ГРП................................35

1.3 Оборудование для ГРП...............................................................37

1.4 Жидкости гидроразрыва и закрепление трещин................................45

1.5 Выбор скважины для ГРП с учетом уже существующих или проектируемых систем разработки, обеспечивающих максимальную добычу нефти при минимальных затратах.................. ..........................56

1.6 Определение оптимальной геометрии трещин..................................61

2 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД.............64

2.1 Общие сведения и геолого-физическая характеристика месторождении Коме.....................................................................64

2.2 Анализ существующих геологических моделей и методика

подсчета запасов...........................................................................73

2.3 Динамика и особенности состояние разработки месторождения Коме.. ..76

2.4 Методологические подходы к контролью за разработки

месторождения Коме......................................................................80

3 АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГРП РАЗЛИЧНЫХ МОДИФИЦИРОВАНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД......................................................................84

3.1 Обзор технологии HRWP, StimPAC* и Slurry Pack............................84

3.2 Методология усовершенствованного проекта StimPAC*.....................97

3.2 Расчет технологических параметров ГРП с целью подбора

скважины кандидатов....................................................................101

4 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ГРП ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД................................104

4.1 Экспериментальные исследования процесса гелеобразования композиции "Сиалит" в качестве технологических жидкости для ГРП......104

4.1.1 Влияние температуры на процесс гелеобразования в солянокислотных растворах реагента "Сиалит"...................................105

4.1.2 Фильтрационные исседования гелеобразующих составов на

основе реагента "Сианит"...............................................................110

4.2 Экспериментальные исследования гидрофобных эмульсий

в качестве технологических жидкости для ГРП....................................113

4.3 Оценка удерживающей способности песка во взвешенном

состоянии в технологических жидкостей...........................................11В

5. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИИ ГРП УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД................................120

5.1 Обсуждение технологического оборудования для проведения ГРП......120

5.2 Технологический процесс проведения и планирование ГРП...............123

5.3 Методика планирования ГРП для высокопроницаемых пород

пласта YOM месторждения Коме перед началом эксперименте...............125

6 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ПО РАСЧЕТУ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП С УЧЕТОМ ПРИМЕНЕНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ КОМЕ РЕСПУБЛИКИ ЧАД................................127

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ................................................................136

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ...............................................................138

ВВЕДЕНИЕ

Значительным шагом вперед, связанный с преимуществами высокопроницаемого разрыва (ВПР) является технология концевого экранирования (Т80), суть которой заключается в принудительном задерживание горизонтального роста разрыва и увеличении ширины с последующим заполнением проппантом. В результате образуются трещины небольшой протяженности, обладающие большой или исключительно большой шириной. В то время как при традиционном неэкранированном гидроразрыве нормальной считалась бы средняя ширина трещины, равная 6 мм, при применении экранирования обычно наблюдается ширина порядка 25 мм и больше.

С совершенствованием возможностей ГРП и появлением технологии Т80 для высокопроницаемых пластов метод получил еще большее распространение.

Наиболее высокая эффективность ГРП обеспечивается при комплексном подходе к проектированию, основанном на учете таких факторов, как проводимость трещины (КЬ), сетка скважин, дизайн трещины, характеристики жидкостей разрыва, технологические и экономические ограничения. Для реализации этого подхода помимо моделей трещинообразования необходимо создание моделей фильтрации в системе скважин, пересеченных трещинами гидроразрыва, изучение особенностей течения флюидов в окрестности трещины, в том числе в неоднородных и обводненных пластах. Решению этих проблем и посвящена эта работа.

Цель работы

Повышение коэффициента продуктивности высокопроницаемых пластов месторождения Коме на основе применения ГРП с использованием в качестве жидкостей-песконосителей проппанта, технологических жидкостей на водной и углеводородной основах.

Основные задачи исследований

1 Выполнить анализ промысловых испытаний различных модификаций технологий ГРП НКЛ\Ф, 8йтРАС, 81иггуРаск для низкопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Республики Чад с целью выявления особенностей и успешностей применения технологий и определения критериев эффективного их применения.

3 Разработать новую технологию ГРП - технологию концевого экранирования (Т80) для высокопроницаемых коллекторов с целью получения высокопроводящей трещины большой ширины путем принудительного приостановления продольного роста трещины и увеличения ее ширины.

4 Обосновать максимальный прирост коэффицента продуктивности скважин после проведения ГРП на месторождении Коме с учетом объема, концентрации и последовательности закачки проппанта в технологичной жидкости в пласт и установить оптимальное соотношение между длиной и шириной трещины.

Методы решения поставленных задач

Научная новизна

Практическая ценность

1 Разработаны и предложены для промысловых испытаний составы гелеобразующей композиции на основе "Сиалита" и гидрофобная эмульсия, в качестве жидкостей-песконосителей проппанта с высокой пескоудерживающей способностью и низким коэффициентом утечек, позволяющие повысить коэффициент продуктивности высокопроницаемых терригенных коллекторов.

1 ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАРУБЕЖОМ И РОССИИ

а) Зарубжный опыт использование гидроразрыва

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе J.B. Clark [26] в 1949 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более ста тысяч ГРП. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе [2, 7] и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США пиковое количество операций по стимулированию скважин методом гидравлического разрыва производилось в 1955 г. и составляло 4500 ГРП в месяц, к 1972 г. это количество снизилось до 1000 ГРП в месяц и к 1990 г. стабилизировалось на уровне 1500 операций в месяц.

Технология применения гидроразрыва в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины, отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки [30].

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва -

передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы "жидкость разрыва - проппант" являются [30]:

реологические свойства "чистой" и содержащей проппант жидкости;

инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины; способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;

возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями;

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х гг. начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидрокси-пропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5% случаев, пены со сжатым газом (обычно С02 и N2) применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже устанавливающегося по прошествии времени, так как увеличение производительности скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины - в течение недель и месяцев [25, 63]. В

таких пластах особенно актуально использование смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного С02 с добавкой азота [34, 60]. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.

Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии, - проппанты - классифицируются следующим образом: кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.

Основным и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин является песок. Его плотность составляет приблизительно 2,65 г/см3. Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппанты с плотностью 2,7-3,3 г/см3, используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные проппанты, такие как спеченный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,23,8 г/см3. Использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.

Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок -кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами,

повышающими прочность и препятствующими вын�

Информация о работе

Джими Муса Усман
кандидата технических наук
Уфа, 2012
ВАК 25.00.17

Диссертация

Регулирование технологий ГРП на основе моделирования процессов и свойств технологических жидкостей - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы