1. Состав жидкостей разрыва при грп.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП: – на водной основе; – на нефтяной основе; – многофазные смеси

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.

Преимущества: -легко доступны,-низкая стоимость, -применимы как в нефтяных, так и в газовых пластах ,-гибкий химический состав,-эффективная деградация при любых температурах,-широкий спектр источников,-относительно удобна при смешивании и закачке,-безопасна в использовании

Недостатки: -потенциально вредна для некоторых пород даже при использовании КСl 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. 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.

Преимущества: -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

Недостатки: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. Стабилизированные водонефтяные эмульсии являются доступными жидкостями для проведения ГРП. Полиэмульсии, используемые в настоящее время, являются прямыми (капельки нефти диспергированы в непрерывной водной фазе). Изменение водонефтяного фактора может повлиять на свойства полиэмульсионного флюида.

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). Эмульгированная кислота обеспечивает более лучший контроль водоотдачи, чем загущенные кислоты, которые выгодны лишь в некоторых случаях их применения. Преимущества : -превосходный контроль водоотдачи.-некоторые смеси имеют хорошую термическую стабильность.-ограничивается степень подверженности породы водой.-очистка скважины после ГРП обычно эффективна

Недостатки-требует добавления нефтяной смеси в водный раствор:-ведет к созданию больших потерь давления на трение в труба.-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 (СО2) в загущенную воду или нефть, которые содержат пенообразующие ПАВы.

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. В настоящее время пены на водной основе используются намного чаще, чем на нефтяной основе. Благодаря некоторым определенным преимуществам пены являются популярными жидкостями разрыва.

Преимущества: -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,-СО2 частично растворим как в воде, так и в нефти; это ведет к снижению поверхностного натяжения жидкости

Недостатки: -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 давлении,-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.

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. 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,-сшиватели ,-добавки для контроля уровня рН,-понизители водоотдачи,-разрушители ,-температурные сабилизаторы,- ПАВ.

Классификация сепараторов.

Сепараторы можно подразделить на следующие категории:

По назначению: а) Замерные; б) Сепарирующие;

По геометрической форме: а) Цилиндрические; б) Сферические;

По положению в пространстве: а) Вертикальные; б) Горизонтальные; в) Наклонные;

По характеру основных действующих сил: а) Гравитационные; б) Инерционные; в) Центробежные; г) ультразвуковые;

По технологическому назначению: а) Двухфазные; б) Трехфазные; в) Сепараторы первой ступени; г) Концевые сепараторы(при окончательной разгозир. Нефти перед сдачей в ТП); д) Сепараторы с предварительным отбором газа;

По рабочему давлению: а) Высокого больше 6 МПа; б) Среднего от 0,6 до 6 МПа; в) Низкого от 0,1 до 0,6 МПа; г) Вакуумные меньше 0,1мПА.

Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (КИН) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

Отношение извлекаемых запасов нефти (конденсата) к геологическим запасам определяется коэффициентом извлечения нефти (кон­денсата) из недр.

Запасы нефти, горючих газов, конденсата и содержащих­ся в них компонентов разведанных и разрабатываемых месторож­дений подлежат утверждению Государственной комиссией по за­пасам полезных ископаемых при МПР РФ (ГКЗ РФ), учитываются в государственном балансе запасов полез­ных ископаемых в РФ по результатам геологоразведочных ра­бот и разработки месторождений. Данные о запасах месторожде­ний служат основой для составления технологических схем и про­ектов их разработки, используются при разработке схем обустройства и инфраструктуры месторождений.

При определении запасов месторождений обязательному подсчету и учету подлежат запасы нефти, газа, конденсата и со­держащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обосно­вана технологическими и технико-экономическими расчетами.

В геологических запасах нефти, нефтяного газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компо­нентов выделяются и учитываются извлекаемые запасы. Под из­влекаемыми запасами понимается часть геологических запасов, ко­торая может быть извлечена из недр при рациональном исполь­зовании современных технических средств и технологий добычи с учетом допустимого уровня затрат при соблюдении требований охраны недр и окружающей среды.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение ценных компонентов по степе­ни изученности подразделяются на разведанные - категории А, В и С1 и предварительно оцененные — категория С2.

Подсчет запасов по месторождению (залежи) проводит­ся, как правило, в три этапа:

а) оперативный подсчет на основании фактических материа­лов бурения и испытания поисковых и разведочных скважин;

б) подсчет запасов по данным разведочного бурения и испыта­ния скважин или разведочного бурения и пробной эксплуатации (опытно-промышленной разработки залежей (их участков) с ут­верждением их ГКЗ РФ).

в) уточнение запасов в процессе разработки месторождения (залежи) с учетом данных эксплуатационного бурения и дополни­тельно пробуренных разведочных скважин с целью перевода за­пасов в другие категории, с переутверждением их в ГК3 РФ при изменении геологических и извлекаемых запасов (категорий А+В+С1)) более чем на 20%.

Дальше можно не писать! На разрабатываемых месторождениях по данным разра­ботки, бурения и исследования добывающих и нагнетательных скважин, а в необходимых случаях - по данным доразведки долж­ны производиться перевод запасов категорий С1 и С2 в категории В и А, их списание с баланса нефтегазодобывающих предприятий. Списание не подтвердившихся и добытых из недр (с учетом нормируемых потерь) запасов с баланса нефтегазо­добывающих предприятий производится по изменению их содер­жания в недрах. Если в результате доразведки геологические и извлекае­мые запасы категорий А+В+С1 увеличатся по сравнению с ранее утвержденными ГКЗ РФ более чем на 20%, и об­щее количество списанных и намечаемых к списанию в процессе разработки и при доразведке месторождения геологических и извлекаемых запасов категорий А+В+С1 превышает нормативы, установленные действующим положением о порядке списания запасов полезных ископаемых с баланса пред­приятий по добыче нефти и газа, то должен быть произведен пере­счет запасов и переутверждение их в ГКЗ РФ.

Подсчет и учет производится раздельно по пластам для каждой залежи и по ме­сторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Подсчет запасов по всем зале­жам и по месторождению в целом производится с выделением за­пасов нефтяной, газовой, газонефтяной, газонефтеводяной зон. Подсчеты геологических и извлекаемых запасов долж­ны производиться по принятым ГКЗ РФ методикам. Эти подсче­ты должны удовлетворять требованиям действующей классифика­ции запасов, инструкции по ее применению, инструкций по содер­жанию, оформлению и представлению в ГКЗ РФ материалов подсчета запасов и ТЭО коэффициентов извлечения нефти из недр. Извлекаемые запасы нефти, конденсата, нефтяного га­за и содержащихся в них ценных компонентов, коэффициенты из­влечения их из недр подсчитываются и представляются в ГКЗ РФ одновременно с материалами подсчета балансовых запасов