ОБЗОР ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

В настоящее время доля месторождений с трудноизвлекаемыми запасами жидких углеводородов составляет 70-80 % от общего числа нефтяных и нефтегазовых месторождений на территории России. Как правило, к таким месторождениям относятся месторождения с одним или несколькими признаками:

• продуктивные пласты, насыщенные углеводородами, сложены низкопроницаемыми породами;
• нефть, которая находится в продуктивном пласте, обладает нестандартными свойствами: высоковязкая, высокопарафинистая;
• давление, фиксируемое в пласте, выше расчетного для данной глубины.

Таблица 1.

Классификация коллекторов

Извлечение углеводородов из продуктивных пластов, слагающих такие месторождения, практически невозможно без применения методов увеличения нефтеотдачи. Наибольшее распространение получили методы механического воздействия на пласт, в частности – гидроразрыв пласта (ГРП).

ГРП играет ключевую роль при разработке нетрадиционных запасов. На первом этапе в скважину закачивают небольшое количество жидкости, называемой «pre-pad», чтобы заполнить скважину, вызвать разрыв пласта и убедиться в хорошем техническом состоянии скважины. Затем закачивают вторую жидкость, называемую жидкостью разрыва. Гидравлическое давление, создаваемое нагнетаемой жидкостью разрыва, заставляет трещину распространяться далее в пласт. Эта жидкость также охлаждает ствол скважины и горные породы у стенок трещины. Затем в трещину закачивают суспензию, состоящую из жидкости и расклинивающего материала. Для перемещения расклинивающего материала вглубь трещины и предотвращения его осаждения необходимо, чтобы жидкость имела высокую вязкость. По завершении этих действий необходимо «разрушить» жидкость и снизить ее вязкость с помощью добавок с тем, чтобы вымыть ее и очистить скважину. Трещина должна сомкнуться над расклинивающим материалом для предотвращения его осаждения и создания протяженной проводящей трещины.[1]

В настоящее время нефтедобывающие компании, проводя геолого-технические мероприятия, в основном ограничиваются использованием стандартных технологий гидроразрыва пласта (ГРП) с применением гелированного водного раствора на полимерной основе. Данные растворы, как и жидкости глушения, а также буровые растворы вызывают значительное повреждение пласта и самой трещины, что существенно снижает остаточную проводимость трещин, и, как следствие, добычу нефти. Особое значение кольматация пласта и трещин имеет на месторождениях с текущим пластовым давлением менее 80 % первоначального. Из технологий, применяемых для решения данной проблемы, выделяют технологии с использованием смеси жидкости и газа:

• вспененные (например, азотированные) жидкости с содержанием газа менее 52 % общего объема смеси;
• пенные ГРП – более 52 % газа.

Пенный ГРП, как и обычный, направлен на создание трещины в пласте, высокая проводимость которой обеспечивает приток углеводородов к скважине. Однако при пенном ГРП за счет замены (в среднем 60 % объема) части гелированного водного раствора на сжатый газ (азот или углекислый газ) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, и, как следствие, степень повреждения пласта минимальна.

Во время процесса пенного ГРП используется пена в качестве жидкости разрыва, а пены образуются путем объединения двух фаз. В дополнение к этим двум основным фазам используются поверхностно-активные вещества (ПАВ) для поддержания стабильности пены, что создает лучшее соединение между двумя фазами. После приготовления пены некоторое количество расклинивающего агента (проппанта) смешивают с пеной, и эту смесь вводят в пласт через наблюдательную или эксплуатационную скважину с заранее определенным давлением. В зависимости от выбранных фаз пены могут быть разделены на три основных типа (см. таблицу 2).

Таблица 2

Классификация пенных агентов для ГРП. [2]

Среди различных типов потенциальных пеноматериалов для гидроразрыва наиболее часто используется пена на водной основе, что обусловлено широкой доступностью и более низкими технологическими требованиями. Тем не менее, пены на водной основе могут способствовать значительному набуханию матрицы породы, что значительно сокращает эффективное поровое пространство породы, которое может быть наполнено флюидом, и уменьшением каналов фильтрации нефти. В этих изменчивых условиях с низкой проницаемостью добыча пластового флюида будет сильно уменьшаться. Тем не менее, такие рецепты можно легко предварительно рассчитать, зная состав глин, присутствующих в массе породы, поскольку они являются эффективными агентами для процесса набухания. Исходя из всех этих фактов, становится ясно, что для достижения эффективного процесса гидроразрыва необходимо всестороннее изучение свойств используемого типа пены и характеристик пласта.

В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее освоения. Это относится как к новому, так и к действующему фонду скважин. Например, по выбранным скважинам Южно-Приобского месторождения пластовое давление снизилось до 50 % первоначального. При проведении пенного ГРП сжатый газ, который был закачан в составе пены, помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время отработки скважины. [3]

Системы пенного гидроразрыва пласта являются современным методом, который позволяет производить добычу углеводородного сырья из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, при использовании данного вида воздействия на пласт не происходит его значительного загрязнения, что способствует не только сохранению естественных свойств пласта, но и уменьшить экологическое воздействие. К тому же с экономической точки зрения, данные системы являются более рентабельными и технологичными по сравнении со стандартными системами гидроразрыва с использованием технических жидкостей и натуральных загустителей.

Список литературы:

1. R. Malpani, S. A. Holditch Выбор жидкости разрыва для интенсификации добычи из малопроницаемых газоносных пластов // Нефтегазовые технологии - Ноябрь 2008 - №11 - с. 51-55
2. W. A. M. Wanniarachchi, P. G. Ranjith, M. S. A. Perera. Shale gas fracturing using foam-based fracturing fluid // Environ Earth Sci-2017
3. А.В. Барышников, Р.Р. Ямилов, А.В. Сурков, С.А. Верещагин, М.В. Опарин, Д.В. Мельников. Результаты проведения пенного гидроразрыва пласта на Южно-Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство – 2011 – №1 – с. 76-77