Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Таблица 26. Характеристики нефтепроводов Гагаринского месторождения

Назначение трубопроводов	Диаметр, толщина стенки	Год ввода в эксплуатацию	Протяженность, км	Материал труб
Выкидные линии добывающих скважин	89х5 114х4.5	2005 1994-1996	0.070 0.821	09Г2С Ст.10
Сборные нефтепроводы	114х4.5 159х7	2001 1994	0.840 1.770	Ст.20 Ст.20
Промысловый нефтепровод	219х8	2001	7.852	Ст.20

Основными факторами, осложняющими работу системы сбора являются: высокая вязкость нефти при росте ее обводненности, плюсовые температуры застывания при увеличении доли высокозастывающих и парафинистых нефтей. Увеличение обводненности приводит к повышению вязкости водонефтяных эмульсий, что вызывает увеличение давления перекачки.

Это обуславливает применение деэмульгаторов для снижения вязкости водонефтяных эмульсий, а также использования специальных методов перекачки высокозастывающих нефтей.

Нефтепроводы выполнены из углеродистых сталей, не стойких к действию агрессивных сред и не имеют внутренних защитных покрытий. От почвенной коррозии защищены мастично-битумными покрытиями. ЭХЗ имеется только на промысловом нефтепроводе «НГСП-1204 - т.врезки». Отказов выкидных линий и сборных коллекторов, как и глубинного оборудования добывающих скважин, на Гагаринском месторождении по причине коррозии за все время эксплуатации не было.

Рис. 14. Система сбора Гагаринского месторождения

До 2010 г. не было отказов и промыслового нефтепровода «НГСП-1204 - т.врезки». В 2010 г. было зафиксировано 2 отказа из-за проявлений внутренней коррозии. В трубопроводе в настоящее время, несмотря на низкую обводненность, реализуется расслоенный, опасный в коррозионном отношении режим течения, т.е. на пониженных участках трубопровода вероятны образования «водяных карманов», где будет протекать интенсивная коррозия металла.

При увеличении обводненности добываемой и транспортируемой продукции свыше 50 % для предупреждения быстрого выхода работающего оборудования из строя и предотвращения потерь нефти и загрязнения окружающей среды при порывах потребуется:

1. в ходе строительства и эксплуатации обеспечение герметичности оборудования и трубопроводов системы сбора и транспорта нефти;

2. в ходе эксплуатации постоянный контроль за исправностью и герметичностью оборудования и коммуникаций;

3. снижение концентрации агрессивных компонентов (растворенных кислых газов) в продукции добывающих скважин различными способами;

4. применение технологических способов, направленных на поддержание антикоррозионных режимов движения жидкости по нефтепроводам;

5. использование различных химических и физических методов защиты от коррозии.

5.10 Выводы по анализу эксплуатации скважин

Средний дебит скважин составляет 12,4 т/сут. Средняя обводненность продукции составляет 23 %. Наиболее распространенный типоразмер используемого насоса УЭЦН-30. Более половины добывающих скважин работает в периодическом режиме, что говорит о необходимости применения методов ПНП либо замене насоса на менее производительный.

Из всех геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта наибольшее распространение получил кислотный гидроразрыв. Также применялись перестрел, кислотная обработка, изоляционные работы.

Система заводнения является законтурной с элементами очагового заводнения. Интенсивность системы заводнениия 0,34.

При эксплуатации добывающих скважин основной проблемой является низкие пластовые и забойные давления, что вызывает ряд проблем таких как: разгазирование нефти; выпадение АСПО в пласте, НКТ и элиментах насоса, деформация пласта, снижение ФЕС. При эксплуатации нагнетательных скважин основная проблема это образование песчаных пробок на забое. Поэтому необходимо особое внимание уделять очистке закачиваемого агента от механических примесей.

Основная проблема, возникающая при эксплуатации системы сбора - это образование эмульсий, в результате чего значительно увеличивается вязкость перекачиваемой жидкости. Для профилактики АСПО используют различные ПАВ а также механические скребки.



6. Мероприятия по совершенствованию разработки залежи

6.1 Анализ плотности остаточных запасов

Из анализа карты плотности остаточных извлекаемых запасов видно, что для северной части характерна наибольшая плотность. Условно разделим залежь на 3 участка, как показано на рис. 15.

Рис. 15. Карта плотности остаточных извлекаемых запасов с нанесением границ условных участков



Далее посчитаем количество остаточных запасов, приходящихся на каждый условно выделенный участок. Подсчет производится следующим образом: условно выделенная область делится на множество малых квадратных участков, после чего находится средняя плотность каждого квадрата и умножается на площадь данного квадрата, что равно массе извлекаемых запасов нефти. После данной процедуры суммируются массы всех квадратов участка и оцениваются остаточные извлекаемые запасы выделенного участка.

Таким образом получили, что на северную часть залежи приходится 722 тыс. т. остаточных запасов при площади данной области 1,25 км², т.е. средняя плотность запасов в данной области 0,58 тыс. т./м². В южной части залежи находится почти 907 тыс. т. при площади данной области 2,05 км², средняя плотность запасов 0,44 тыс. т./м². Соответственно в восточной части залежи находится 724 тыс. т. при площади данной части 1,56 км², средняя плотность запасов составляет 0,46 тыс. т./м². Полученные данные отражены в табл. 27.

Таблица 27. Распределение остаточных извлекаемых запасов залежи по условно выделенным участкам

Северный участок	Южный участок	Восточный участок
QОИЗ, тыс.т.	S, м2	QОИЗ, тыс. т.	S, м2	QОИЗ, тыс. т.	S, м2
722169	1251839	906993	2049000	723941	1564799
средняя плотность, тыс. т/м2	0,58	средняя плотность, тыс. т/м2	0,44	средняя плотность, тыс. т/м2	0,46

6.2 Анализ геолого-технических мероприятий, проводимых на фаменском пласте Гагаринского месторождения

На фаменском пласте Гагаринского месторождения проводились следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ):

кислотный гидроразрыв пласта (КГРП);

соляно-кислотные обработки (СКО);

ремонтно-изоляционные работы (РИР);

перестрел.

В табл. 28, а также на рис. 16а и 16б приводится количество каждого вида проведенных ГТМ и их эффективность. Как видно из таблицы, наиболее эффективное и чаще всего проводимое на данном объекте мероприятие -это КГРП со средней эффективностью порядка 170%. Следующее по эффективности мероприятие - кислотные обработки со средней эффективностью 55 %, при этом количество обработок в 6 раз меньше, чем КГРП. Остальные ГТМ имеют значительно меньшую эффективность, чем КГРП и КО. Отсюда в качестве ГТМ, способствующего эффективной разработке объекта, предлагается технология КГРП, хорошо зарекомендовавшая себя на Гагаринском месторождении.

Таблица 28. Эффективность ГТМ на объекте Фм Гагаринского месторождения

ГТМ	КГРП	КО	РИР	Дострел
Средняя эффективность, %	173	55	6,6	16,5
Количество	12	2	1	4

а)

б)

Рис. 16. Количество и эффективность проведенных ГТМ



6.3 Анализ ранее проведенных кислотных гидроразрывов пласта

На фаменской залежи Гагаринского месторождения было проведено 12 кислотных гидроразрывов пласта. Среди всех мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта (ПНП), проводимых на залежи, КГРП является самым эффективным со средней эффективностью 173 %. Скважины, на которых был проведен КГРП, и их дебиты представлены в табл. 29. Также ниже представлены графики зависимости дебита скважины по нефти после проведения КГРП (рис. 17 а-е). Рисунки представлены по 6 скважинам из 12, так как данных о дебите скважин №№ 423, 414, 405, 9070, 418, 406 после ГТМ хватает на построение 2-4 точек, вследствие чего они являются малоинформативными.

Таблица 29. Дебиты нефти до и после проведенных КГРП

№ скв.	Q0, т/сут.	Qгрп, т/сут.	Qгрп /Q0
224	6,9	21,3	3,09
400	4,6	16,2	3,52
405	1,3	40,5	31,15
406	3	20,7	6,9
412	1,5	13	8,67
414	1,2	12,6	10,5
418	1,8	22,8	12,67
420	2,3	13,3	5,78
423	10,4	22,4	2,15
424	6,5	19,7	3,03
425	2,5	15,9	6,36
9070	3,1	19,8	6,39

Анализ табличных данных показывает, что в среднем после проведения КГРП дебит по нефти при выходе скважины на режим увеличился в 8 раз.

Такое резкое увеличение дебита после проведения КГРП объясняется наличием естественных трещин, в результате чего кислота активнее проникает в пласт и взаимодействует с породой.

а б

в г

д е

Рис. 17. Динамика дебита нефти после проведения КГРП без проппанта

Как видно из рис. 17а-17е, продолжительность положительного эффекта после проведения КГРП относительно небольшая. Для увеличения продолжительности эффекта от КГРП возможно использование, например, закрепляющих трещину материалов (проппантов). Оценив продолжительность эффекта по каждой скважине можно найти среднюю продолжительность положительного эффекта от проведения КГРП на фаменском объекте Гагаринском месторождении. В табл. 30 приводятся данные по продолжительности положительного эффекта от КГРП в каждой скважине.

Таблица 30. Продолжительность положительного эффекта от применения КГРП

№ скв.	Продолжительность эффекта, год
224	1,01
400	0,82
412	0,37
420	0,95
424	0,39
425	0,71
Средняя продолжительность	0,71

Таким образом, можно сделать вывод, что на Гагаринском месторождении средняя продолжительность эффекта от КГРП составляет 0,71 года. Такой непродолжительный эффект объясняется тем, что после КГРП высокий дебит нефти в скважине обусловлен, к примеру, притоком нефти из микротрещин пласта. После истощения микротрещин нефть поступает из поровой части коллектора, которая имеет достаточно низкую емкость и нефтенасыщенность. Продолжительность эффекта в скв. № 412 и 424 очень короткая - 0,37 и 0,39 года соответственно, хотя в среднем по объекту сохраняется до одного года. Указанные скважины не были использованы для прогноза накопленной добычи, так как такое быстрое падение дебита, скорее всего, связано с особенностями эксплуатации скважин.

С целью повышения продолжительности положительного эффекта КГРП в работе предлагается дополнительно использовать для закрепления трещин гидроразрыва закачку проппанта. Данная технология была опробована в 2011 году на двух скважинах Озёрного месторождения фаменского объекта (№№ 441 и 465). На рис. 18 приведены промысловые данные по дебиту нефти, а также средний реальный уровень дебита нефти после КГРП без проппанта.

а

б

Рис. 18. Динамика дебита нефти скважин после КГРП с проппантом. Пунктирная линия - КГРП без проппанта

Учитывая темп падения дебита нефти можно рассчитать время положительного эффекта от ГТМ. Для скв. № 441 время положительного эффекта 1079 суток, а для скв. № 465 - 858 суток, в то время как средняя продолжительность эффекта от КГРП без применения проппанта на Озерном и Гагаринском месторождениях около 250 суток. Видно, что использование закрепляющего агента существенно снижает отрицательную динамику дебита и повышает продолжительность положительного эффекта почти в 4 раза.

6.4 Выбор скважин-кандидатов для проведения кислотного гидроразрыва пласта

Скважина, на которой будет проводиться КГРП, должна удовлетворять следующим требованиям:

конструкция скважины должна соответствовать техническим и технологическим требованиям к проведению КГРП: удовлетворительное состояние цементного камня в интервале перфорации +20 м, герметичность и отсутствие заколонных перетоков в эксплуатационной колонне;

расстояние до нагнетательной скважины не менее 400 метров;

скважина не должна находиться вблизи уровня ВНК или ГНК;

эффективная толщина пласта не менее 3 м;

скважина должна иметь ухудшенную призабойную зону пласта;

в зоне дренирования скважины должна быть высокая плотность извлекаемых запасов;

у скважины должна быть отрицательная динамика коэффициента продуктивности за последние годы эксплуатации;

рекомендуемое пластовое давление по скважине не должно быть ниже 0,9 от начального давления по залежи, но в отдельных случаях, допускается более низкое значение текущего пластового давления, но не ниже давления насыщения нефти газом;

текущая обводненность скважины-кандидата должна быть не более 50%.

На рис. 19 приведена динамика коэффициента продуктивности скважин-кандидатов, удовлетворяющих выше перечисленным критериям с учетом конструкции скважины и состояния колонны. Стоит отметить, что на данном рисунке отражены лишь те скважины, в которых наблюдается отрицательная динамика коэффициента продуктивности.

Рис. 19. Динамика коэффициента продуктивности скважин-кандидатов

Как видно из рис. 19, наиболее резкое снижение коэффициента продуктивности наблюдается у скв. №№ 415,427, 407 и 404.

Далее необходимо проанализировать текущий дебит скважин, у которых наблюдается отрицательная динамика по коэффициенту продуктивности:

скв № 404 работает с дебитом 19 т/сут., достаточно высоким по сравнению с соседними скважинами;

скв № 407 работает с дебитом 2 т/сут., необходимо провести анализ КВД и оценить текущее состояние ПЗП;

скв № 415 работает с дебитом 23 т/сут., достаточно высоким относительно дебита соседних скважин;

скв № 427 работает с дебитом 10 т/сут., необходимо провести анализ КВД и оценить текущее состояние ПЗП.

Таким образом, для выбора скважин-кандидатов необходимо охарактеризовать состояние ПЗП и величину пластового давления скв. №№ 407 и 427 по анализу результатов ГДИ. Расчет проводился с помощью методов детерминированных моментов давления (ДМД) и метода произведения.

Используя зависимость уровня жидкости в затрубном пространстве от времени рассчитаем зависимость забойного давления от времени:

Р_с=, (6.1)

где Р_с - забойное давление;

- затрубное давление;

- безразмерный показатель;

- высота столба жидкости в затрубном пространстве;

- средняя плотность жидкости в затрубном пространстве.

s=0,0406*/, (6.2)

где - высота столба газа в затрубном пространстве;

- средняя температура газа в затрубном пространстве;

Z - коэффициент сверхсжимаемости.

Расчет коэффициента сверхсжимаемости для газа в затрубном пространстве проведем по эмпирическим формулам:

Z=Z_у*y_у+ Z_а*y_а, (6.3)

где Z_уиZ_а коэффициент сверхсжимаемости для углеводородной части азота, а y_у и y_а объемные доли углеводородной части и азота соответственно.



Z_у, (6.4)

Z_а (6.5)

Скважина № 407:

Исходные данные

L_скв=1902 м; с_н= 750 кг/м³; с_в=1113 кг/м³; n=0,05; T_пл=33 ⁰С; зависимость уровня жидкости и давления в затрубном пространстве представлены в табл. 31.

Таблица 31. Уровень жидкости и затрубное давление в скв. №407

t, мин	H, м	Pзатр, МПа	t, мин	H, м	Pзатр, МПа	t, мин	H, м	Pзатр, МПа
0	1538	2,59	220	1549	2,64	10145	1636	4,15
15	1538	2,59	230	1550	2,63	11650	1642	4,31
40	1547	2,54	1500	1558	3,01	13110	1648	4,44
110	1550	2,66	2845	1572	3,25	14455	1651	4,45
140	1550	2,66	4385	1594	3,46	15770	1653	4,46
165	1550	2,67	5820	1610	3,6	17145	1654	4,46
190	1549	2,64	7415	1618	3,8	-	-	-
210	1549	2,64	8580	1623	3,97	-	-	-

Теперь можно рассчитать забойное давлениев каждый момент времени по формуле (6.1), предварительно рассчитав sи Zпо формулам (6.2) и (6.3) соответственно. Получив забойное давление по каждому моменту времени занесём его в табл. 32.

Таблица 32. Результаты расчета забойного давления для скв. № 407

t, мин	Тпр	Рпр	Zy	Za	Z	s	Рзаб, МПа
0	1,086575	0,57843	0,819625	1,00	0,823143	0,061993	11,65564
15	1,086575	0,57843	0,819625	1,00	0,823143	0,061993	11,65564
40	1,086818	0,567263	0,824128	1,00	0,827559	0,060124	11,72135
110	1,086899	0,594063	0,813619	1,00	0,817254	0,060363	11,74422
140	1,086899	0,594063	0,813619	1,00	0,817254	0,060363	11,74422
165	1,086899	0,596296	0,81273	1,00	0,816383	0,060428	11,7443
190	1,086872	0,589596	0,815376	1,00	0,818978	0,060409	11,73674
210	1,086872	0,589596	0,815376	1,00	0,818978	0,060409	11,73674
220	1,086872	0,589596	0,815376	1,00	0,818978	0,060409	11,73674
230	1,086899	0,587363	0,816275	1,00	0,819859	0,060171	11,74401
1500	1,087114	0,672229	0,781844	1,00	0,7861	0,061317	11,80558
2845	1,087492	0,725829	0,759297	1,00	0,763993	0,060503	11,91016
4385	1,088085	0,772728	0,739236	1,00	0,744324	0,05793	12,07305
5820	1,088516	0,803995	0,725635	1,00	0,730989	0,0559	12,19135
7415	1,088732	0,848661	0,705396	1	0,711146	0,055875	12,25161
8580	1,088867	0,886628	0,68774	1	0,693834	0,056254	12,28971
10145	1,089217	0,926828	0,668929	1	0,675391	0,055079	12,38636
11650	1,089379	0,962561	0,651683	1	0,658483	0,055211	12,43172
13110	1,089541	0,991594	0,637488	1	0,644565	0,055093	12,4768
14455	1,089622	0,993827	0,636496	1	0,643593	0,054521	12,49877
15770	1,089676	0,99606	0,635461	1	0,642578	0,054169	12,51345
17145	1,089703	0,99606	0,635503	1	0,64262	0,053947	12,52074

Используя программный пакет RNGMsoft, по методу ДМД найдем диагностический признакd, характеризующий состояние призабойной зоны, а также пластовое давление (рис. 20):

Рис. 20. Результаты обработки КВД скв. № 407 методом ДМД



В результате расчетов получено, что диагностический признак d=2,73 ед. С учетом критерия: если d> 2,2, то это свидетельствует о ухудшенном состоянии ПЗП.

Дополнительно рассчитаем пластовое давление по методу произведения (рис. 21):

Рис. 21. Расчет пластового давления для скв. № 407

Задав линию тренда, получим линейное уравнение вида y=a*X+b, где коэффициент «a»12,839.Значит пластовое давление 12,839 МПа.

Пластовое давление рассчитаем как среднее из данных 2-х методов: P_пл=(12,81+12,839)/2=12,83 МПа.

Скважина № 427:

Исходные данные: уровень и Р_затр приведены в таблице 33.

L_скв=1911 м; с_н= 750 кг/м³; с_в=1113 кг/м³;n=0,04; T_пл=33 ⁰С;

Таблица 33. Зависимость уровня жидкости и затрубного давления в скв. № 427 от времени

t, мин	H, м	Pзатр, МПа	t, мин	H, м	Pзатр, МПа	t, мин	H, м	Pзатр, МПа
0	371	0,59	8680	1313	2,44	24415	1436	3,36
5	410	0,64	10045	1326	2,54	25765	1452	3,47
15	489	0,79	11635	1339	2,64	27255	1468	3,59
45	736	0,91	12995	1356	2,77	28775	1484	3,68
65	1038	1,19	14460	1369	2,9	30225	1499	3,77
95	1118	1,26	15970	1389	3,02	31845	1512	3,85
1545	1198	1,49	17340	1399	3,08	34295	1525	3,9
2885	1216	1,64	18670	1407	3,13	34585	1539	4,02
4415	1234	1,8	20140	1414	3,21	35865	1549	4,09
5760	1291	2,24	21645	1420	3,24	36135	1552	4,11
7195	1300	2,34	23110	1422	3,27	37475	1565	4,3

По аналогии со скв. № 407, рассчитаем забойное давление по каждому моменту времени и занесём его в табл. 34.

Таблица 34. Результаты расчета забойного давления для скв. № 427

Тпр	Рпр	Zy	Za	Z	s	t, мин	Рзаб, МПа
1,085	0,132	0,967	1,00	0,968	0,221769	0	3,510
1,084	0,143	0,964	1,00	0,965	0,217019	5	3,860
1,082	0,176	0,955	1,00	0,956	0,207951	15	4,628
1,074	0,203	0,947	1,00	0,948	0,174208	45	5,585
1,065	0,266	0,926	1,00	0,928	0,132892	65	7,118
1,062	0,281	0,921	1,00	0,923	0,121529	95	7,780
1,060	0,333	0,903	1,00	0,905	0,11147	1545	8,621
1,059	0,366	0,891	1,00	0,893	0,110115	2885	8,921
1,059	0,402	0,878	1,00	0,880	0,108878	4415	9,231
1,057	0,500	0,838	1,00	0,841	0,104346	5760	10,137
1,057	0,523	0,828	1,00	0,832	0,10399	7195	10,314
1,057	0,545	0,818	1,00	0,822	0,102968	8680	10,519
1,056	0,567	0,808	1,00	0,812	0,101947	10045	10,724
1,056	0,590	0,798	1,00	0,802	0,100927	11635	10,929
1,055	0,619	0,784	1,00	0,789	0,099583	12995	11,196
1,055	0,648	0,770	1,00	0,775	0,09896	14460	11,435
1,054	0,674	0,757	1,00	0,762	0,096934	15970	11,710
1,054	0,688	0,750	1,00	0,755	0,095909	17340	11,848
1,054	0,699	0,744	1,00	0,749	0,09511	18670	11,960
1,053	0,717	0,735	1,00	0,740	0,094921	20140	12,099
1,053	0,724	0,732	1,00	0,737	0,09421	21645	12,175
1,053	0,730	0,728	1,00	0,733	0,094261	23110	12,223
1,053	0,750	0,717	1,00	0,723	0,092879	24415	12,421
1,052	0,775	0,704	1,00	0,710	0,091384	25765	12,656
1,052	0,802	0,689	1,00	0,695	0,090021	27255	12,901
1,051	0,822	0,677	1,00	0,684	0,088168	28775	13,112
1,051	0,842	0,666	1,00	0,672	0,086483	30225	13,316
1,050	0,860	0,655	1,00	0,662	0,085028	31845	13,494
1,050	0,871	0,648	1,00	0,655	0,083059	34295	13,637
1,050	0,898	0,632	1,00	0,639	0,081977	34585	13,867
1,049	0,913	0,622	1,00	0,630	0,080931	35865	14,014
1,049	0,918	0,619	1,00	0,627	0,080597	36135	14,056
1,049	0,960	0,593	1,00	0,601	0,080955	37475	14,361

Используя программный пакет RNGMsoft по методу ДМД определяем диагностический признак, характеризующий состояние призабойной зоны, а также пластовое давление.

Рис. 22. Результаты обработки КВД скв. № 427 методом ДМД

Для скв. № 427 получили, что диагностический признак 2>d> 2,2 ед. Это однозначно свидетельствует об однородности ПЗП.

Дополнительно рассчитаем пластовое давление по методу произведения и найдем коэффициент «а» линейного уравнения.



Рис. 23. Расчет пластового давления для скв. № 427

В конечном итоге коэффициент aполучился равным 15,415, следовательно пластовое давление составляет 15,415 МПа. Среднее пластовое давление рассчитаем по формуле:

P_пл=(15,219+15,415)/2=15,32 МПа.

В табл. 35 приведены параметры скважин, необходимые для целесообразности применения КГРП.

Таблица 35. Параметры скважин-кандидатов на проведение КГРП

№ скв	Hн.н, м	Состоя-ние ПЗП	ОИЗ, тыс. т	Рпл, МПа	% во-ды	Qн, т/сут	До нагнетат. скв, м	Кпрод, м3/(сут*МПа)	До ВНК, м
								1	2	3
310	23	-	57868	15,6	3,5	13	340	4,2	3,5	3,3	11
404	22	-	87245	12,4	15	19	413	7,7	5,5	5,2	47
407	20	ухудшен	63773	12,8	5	2	753	4,3	2,7	1,8	38
415	14	-	63182	17	1,5	23	389	19	4,4	4,1	43
427	13	однород	41924	15,3	4	10	680	24	7,3	4,2	29

Оценив параметры скважин-кандидатов, можно сделать вывод, что наиболее подходящей для проведения КГРП является скв. № 407, отвечающая практически всем необходимым критериям выбора.

6.5 Технология кислотного гидроразрыва пласта

Проведение кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) целесообразно в карбонатном коллекторе с относительно большой по размерам и ухудшенной призабойной зоной пласта (ПЗП).

Сущность КГРП заключается в создании на забое скважины давления, превышающего горное геостатическое давление. Объем продуктивного пласта разрывается по плоскостям минимальных напряжений горного давления при закачке жидкости в пласт и сопровождается возникновением трещины гидроразрыва. После создания искусственной трещины в пласт закачивается кислота под давлением, выше давления раскрытия трещины. Кислота взаимодействует с породой на поверхности трещины, в результате чего образуется шероховатая неоднородная поверхность. Поэтому после снятия избыточного давления в трещине остаются взаимосвязанные щели. Для эффективности КГРП важно, чтобы вытравленные кислотой поровые каналы оставались открытыми. В карбонатных отложениях, представленных кальцитом и доломитом, которым присуща определенная прочность, можно создать достаточно протяженные стабильные каналы. Результатом проведения КГРП является существенное увеличение проницаемости ПЗП, которая может стать даже выше проницаемости удаленной зоны пласта (УЗП). Повышение проницаемости в свою очередь вызывает увеличение продуктивности скважины, а также коэффициента извлечения нефти в результате увеличения зоны дренирования скважины. Однако технология КГРП является достаточно сложной. Если проектирование КГРП проведено не на должном уровне, то успешность ГТМ может быть нулевой и даже отрицательной, а материальные затраты не оправдают ожиданий, главным образом из-за недостаточного знания реальных характеристик пласта. Поэтому во многих случаях перед применением основного ГРП производится тестовый гидроразрыв (мини-ГРП), после которого корректируются все параметры модельного «дизайна» КГРП.

6.5.1 Оборудование для проведения КГРП

Оборудование для КГРП является исходной точкой для успешного контроля качества и выполнения работ. Оборудование, требуемое для выполнения стимулирующей обработки, включает ёмкости, смесительное оборудование, оборудование для подачи кислоты, а также насосное и контрольно-измерительное оборудование.

Смесительное оборудование используется для подготовки жидкости разрыва, комбинирования в заданной пропорции жидких и сухих химических добавок к жидкости разрыва. Жидкости разрыва либо смешиваются порционно до проведения обработки (и хранятся в емкостях, пока они не потребуются), либо смешиваются непрерывно в процессе обработки. Для непрерывного смешивания базовая жидкость подготавливается в предварительном смесителе, который соединяет жидкий концентрат геля с водой затворения и обеспечивает достаточное время гидратации, чтобы базовый гель мог набрать требуемую вязкость. Гидратированный гель затем перекачивается из гидратационной емкости в блендер (смеситель), где в рабочую жидкость вводятся необходимые добавки.

Качество процесса смешивания почти всегда контролируется компьютером. В компьютер вводятся заданные контрольные точки для концентрации смеси, и концентрация поддерживается автоматически, независимо от расхода жидкости. Технологические параметры блендера, такие, как уровень жидкости в баке, скорость перемешивания и давления, также находятся под автоматическим управлением, что сводит к минимуму возможные ошибки оператора.

На смену насосу номинальной мощностью 300 лошадиных сил, который использовался в 1949 г. в США, сегодня пришли насосы мощностью 2000 лошадиных сил и более, отбираемой с одного вала. Требования по давлениям также выросли с 140,6 атм. до давлений более 1406 атм. (в некоторых экстраординарных случаях). Передачи хода установки теперь можно переключать при полных оборотах. Компьютер синхронизирует обороты двигателя с переключением передач, так что подача насоса до и после переключения передач остается постоянной. Насосное оборудование с компьютерным управлением также позволяет автоматически контролировать давление и/или темп закачки технологических жидкостей в скважину.

Сегодня при проведении ГРП в реальном времени можно контролировать и регистрировать более тысячи отдельных параметров. Контроль параметров жидкостей обработки является наиболее существенным элементом контроля качества. Параметры, контролируемые и регистрируемые во время проведения ГРП, включают, но не ограничиваются давлением, температурой, расходом жидкости и концентрациями добавок, pH и вязкостью. Любые или все эти параметры могут быть визуализированы во время проведения работ, причем во многих случаях их значения могут в реальном времени пересчитываться на скважинные условия. Во время проведения обработки также контролируются и регистрируются многие параметры оборудования -- время работы, давления, вибрация и так далее. Эта информация используется для диагностики и профилактики проблем с оборудованием, она помогает проводить техническое обслуживание и ремонт оборудования, а также совершенствовать расстановку оборудования и дизайн ГРП при проведении последующих работ.

Рассмотрим необходимый перечень технологического оборудования для проведения КГРП:

Питающий манифольд

Питающий манифольд обеспечивает всасывание из водяного резервуара (если он используется), а также обычный всасывающий коллектор с не менее чем восемью 4-дюймовыми всасывающими патрубками. Он используется только тогда, когда вода на смеситель поступает напрямую из водяного резервуара, или, когда используется перекачивающий водяной насос, чтобы поддерживать емкости ГРП в наполненном состоянии.

Перекачивающий водяной насос

Насосы низкого давления с большой подачей используются для перекачки воды из водяного резервуара (или другого источника воды) в емкости ГРП и/или к смесителю. Перекачивающие насосы могут требоваться или не требоваться, в зависимости от расстояния между источником водоснабжения и блендером, а также от их взаимного расположения по высоте. В зависимости от объема ГРП и расстояния от источника водоснабжения, будет использоваться один или больше насосов для перекачки воды по стандартному 6-дюймовому оросительному ПВХ трубопроводу.

Емкости ГРП

Для хранения жидкости разрыва, а также кислоты на месте проведения работ используются автономные емкости (рис. 24) на 500 баррелей (80 м³). Эти «емкости ГРП» имеют собственные колеса, и их можно легко перевозить со скважины на скважину. Такие емкости имеют как минимум четыре 4-дюймовых патрубка и 12-дюймовый поворотный дисковый затвор, которые используются для совместной обвязки этих емкостей, обеспечивающей общий источник воды. Требуемое количество емкостей ГРП зависит от размера обработки.

Рис. 24. Емкость технологических жидкостей



Система подачи песка (стационарная)

Для подачи песка в блендер используется установленный на прицепе бункер-накопитель для песка, оборудованный ленточным транспортером. Подача песка идет под собственным весом, в нем имеется задвижка с гидравлическим управлением. Каждый накопитель имеет как минимум два отсека, причем песок можно подавать из любого отсека или из обоих сразу. В зависимости от объема и максимальной концентрации проппанта, иногда требуется больше одного бункера; в этом случае используется центральный ленточный транспортер для координации подачи песка в блендер.

Система подачи песка (мобильная)

Для ГРП малого объема обычно используются смонтированные на грузовом автомобиле установки для транспортировки и подачи песка. Возможности этих установок аналогичны возможностям стационарных установок за исключением того, что их объем значительно меньше, 35000-60000 фунтов (15.9-27.2 т) вместо 250000-500000 фунтов (113.4 - 226.8 т). В случае очень крупнообъемных ГРП мобильная система подачи может использоваться для подпитки более крупных стационарных систем, таких как так называемый “mountain mover” («передвигающий горы»).

Транспортер для песка

Какая бы система подачи песка -- стационарная или мобильная -- ни использовалась, расположение техники для ГРП на скважине может заставить нас использовать ленточную транспортерную систему для доставки песка к блендеру. Большинство транспортерных систем монтируются на прицепе, и их маневренность позволяет легко установить их в нужном положении на месте проведения работ.

Установка затворения и гидратации химреагентов

Имеется два метода затворения жидкостей до закачки. В первом случае их можно замешивать порционно в гидроразрывных емкостях. Это позволяет легко контролировать качество и постоянство состава жидкостей, что нравится многим операторам, но это метод имеет и недостатки. Если происходят какие-либо задержки в закачке, загущенные жидкости могут быстро портиться, особенно при высоких наружных температурах. К тому же, неиспользованные жидкости создают определенные экологические проблемы, и их необходимо утилизировать должным образом.

Второй метод -- это замешивать жидкости по мере надобности «на ходу», то есть непрерывно. Химические добавки, загустители и сшиватели замешиваются с водой все вместе в гидратационной емкости. Функционирование гидратационной установки необходимо тщательно контролировать, чтобы гель находился в ней достаточное время для набухания, прежде чем он попадет в смеситель. Одна из проблем с затворением при отсутствии современной гидратационной установки состоит в том, что для надлежащей гидратации необходимо корректировать pH. Это очень деликатная операция, особенно при высоких окружающих температурах. Хорошо отлаженная гидратационная установка может эффективно замешивать как сухие, так и жидкие химические добавки. Использование гидратационной установки непрерывного действия минимизирует проблемы с замешиванием полимеров, которые добавляются в жидко-пастообразной форме -- это устраняет необходимость использовать блендер для перемешивания. Для введения добавок в жидкость разрыва необходимы действующие совместно дозирующие насосы, подсоединенные к главным нагнетательным линиям. Технологические данные с гидратационной установки передаются по кабелю в центр управления и постоянно контролируются во время проведения работ по ГРП.

Смесительная установка (смеситель)

Автономный блендер, смонтированный на грузовом автомобиле, соединяет воду, гель, кислоту и другие добавки в одну однородную смесь. Блендер располагается в центре работ по КГРП . Он соединен с системой подачи жидкости разрыва как минимум четырьмя 4-дюймовыми гибкими шлангами (их может быть до двенадцати). Его выходная сторона соединена с впускной стороной гидроразрывного манифольда 4-дюймовыми гибкими шлангами или непосредственно к насосным агрегатам. Блендер должен быть способен непрерывно добавлять сухие и жидкие добавки и быть откалиброванным, чтобы обеспечивать очень высокую точностью их дозирования. Производительность блендера определяется объемом и скоростью, с которыми он может принимать добавки. Данные с блендера также передаются по кабелю на центр управления.

Технические характеристики УС-10 представлены в табл. 36. Смесительная установка изображена на рис. 25.

Манифольд высокого/низкого (HI-LO) давления

Таблица 36. Технические характеристики УС-10



Рис. 25. Смесительная установка УС-10 для ГРП

Манифольд высокого и низкого давления (рис. 25) может бытьсмонтирован на прицепе, на автомобиле или на скиде. Коллектор низкого давления (“LO”) используется для соединения выхода блендера с всасывающей стороной насосных агрегатов ГРП. От смесителя к манифольду идут от четырех до восьми 4-дюймовых гибких шлангов, а дополнительные гибкие шланги идут к отдельным входам насосов ГРП. Стандартный манифольд может обслуживать восемь насосных агрегатов ГРП одновременно. Все патрубки на коллекторе низкого давления снабжены двустворчатыми отсекающими клапанами.

Сторона высокого давления (“HI”) манифольда запитывается от выброса насосных агрегатов ГРП по стальным патрубкам высокого давления и, в свою очередь, соединяет устье скважины с патрубками насосов высокого давления. Каждая линия к коллектору высокого давления и от него включает (последовательно) контрольный клапан на 15000 psi (103.4 МПа) для управления движением жидкости и запорный клапан на 15000 psi (103.4 МПа).



Рис. 26. Манифольд высокого и низкого давления

Манифольд высокого давления

Для малообъемных ГРП (т.е., когда насосные агрегаты ГРП подсоединены непосредственно к блендеру) используется простой манифольд высокого давления (односторонний) для соединения выкидов насосных агрегатов и обрабатываемой скважины. И, опять-таки, используются контрольные клапаны и запорные клапаны высокого давления.

Насосные агрегаты ГРП

Насосы забирают рабочую жидкость под низком давлением (порядка 60 psi = 4,14атм) и выбрасывают под требуемым давлением в тысячи psi (сотни атмосфер). Эти плунжерные насосы прямого вытеснения бывают нескольких типоразмеров. Чаще всего используется триплексная конфигурация (три плунжера). Сейчас приобретают популярность насосные агрегаты ГРП типа квинтаплекс (5-плунжерные), и они, конечно, могут перекачивать больше жидкости и при более высоких давлениях, чем триплексные. Гидравлическая мощность этих насосных агрегатов варьирует от менее 1000 гидравлических л.с. у ранних моделей триплескных насосов до значительно более 2000 гидравлических л.с. у последних моделей насосов типа квинтаплекс.

Насосные агрегаты монтируются на траке или на прицепе (рис. 27). Они снабжены системой отключения на высоком давлении, управление ими должно вестись дистанционно по кабелю.

Рис. 27. Шасси для УН-2250

Далее рассмотрим насосную установку УН-2250 (рис. 27). УН обеспечивает следующие функции:

автоматизированную работу в режиме ГРП;

автоматическое переключение передач в трансмиссии без разрыва потока мощности;

плавный диапазон регулирования величины опрессовочного давления манифольдов и насосно-компрессорных труб, создаваемого УН в диапазоне от 0 до 85 МПа;

плавный диапазон регулирования производительности в диапазоне от 0 до 2,5 м³/мин;

автоматическое поддержание постоянной величины производительности (вне зависимости от изменения давления, создаваемого скважиной);

автоматический встроенный контроль состояния узлов и систем УН;

прекращение подачи рабочей жидкости в скважину при срабатывании защиты от превышения максимально допустимого давления на скважине без остановкигазотурбинных двигателей (ГТД).

Рис. 28. Насосная установка УН-2250

В табл. 37 приведены технические характеристики установки УН-2250. Рабочая характеристика УН-2250 изображена на рис. 29.

Таблица 29. Технические характеристики УН-2250



Рис. 29. Рабочая характеристика УН-2250

Трубопроводы высокого давления

Для подсоединения выкидной стороны насосных агрегатов ГРП к манифольду, а манифольда к скважине требуются рассчитанные на высокие давления трубные секции, быстроразъемные соединения с накидной крыльчатой гайкой, патрубки-разветвители, шарниры, контрольные клапаны, предохранительные клапаны и запорные клапаны. Эти детали, часто собирательно называемые «трубной обвязкой» или «технологическим трубами» (“treating iron” по-английски), бывают диаметром 2, 3 и 4 дюйма и на разные номинальные давления.

Патрубок-разветвитель часто используется возле устья скважины для совместного подвода двух линий высокого давления от манифольда к одной точке нагнетания. Контрольные клапаны изолируют оборудование для ГРП от противодавления в нагнетательной скважине. Если по какой-либо причине давление в гидроразрывной линии превысит максимальное заданное давление, то открывается предохранительный клапан, чтобы сбросить давление и предупредить повреждение оборудования или травму персонала. В качестве дополнительной контрольной точки в трубопроводе выше устья скважин также используется пробковый клапан. Чтобы минимизировать влияние вибрации труб и перемещения труб на жесткие соединения, всё оборудование высокого давления соединено с использованием как минимум двух секций с шарнирным соединением посредине. Дополнительные шарнирные соединения часто используются для упрощения обвязки устья и дальнейшей минимизации влияния вибрации.

Гибкие шланги

Четырехдюймовый гибкий шланг, рассчитанный на давление 150 psi (1.03 МПа) и обычно эксплуатируемый при 60 psi (0.41 МПа), обычно используется для подсоединения источника водоснабжения к смесителю, а также смесителя к манифольду, а также для подачи рабочей жидкости к входу насосных агрегатов; 12-дюймовые гибкие шланги обычно используются для совместной обвязки емкостей ГРП, чтобы создать единый источник водоснабжения.

Станция контроля и управления

Всё оборудование, расходы жидкостей и критические давления контролируются центральной станцией управления, который в просторечии часто называют «станцией ГРП» (рис. 30). В станции контроля и управления данные визуализируются, регистрируются, обрабатываются и поминутно распечатываются. Оператор ГРП -- это человек, отвечающий за мониторинг потока данных с программируемого дисплея и пульта управления. Как минимум, на дисплее постоянно высвечивается расход пульпы, расход различных добавок, давление обработки на устье, а также время, истекшее с начала обработки.

Станции контроля и управления, оснащенные многочисленными дисплеями и имеющие возможность параллельной обработки данных, позволяют одновременно обрабатывать и оценивать данные обработки пласта в реальном времени (например, рассчитывать забойные давления или время прохождения жидкости, или контролировать в графическом режиме динамику различных диагностических графиков во время обработки пласта).



Рис. 30. Станция контроля и управления СКУ-10

Технические характеристики станции контроля и управления отражены в таблице 38. Компоновка СКУ-10 представлена на рис. 31.

Таблица 38. Технические характеристики СКУ-10



Рис. 31. Компоновка СКУ-10

Станция контроля качества

Мобильная химическая лаборатория используется для того, чтобы «выхватывать образцы» и анализировать их до и во время проведения ГРП. Типичная мобильная лаборатория включает, как минимум: pH-метр; температурный зонд; набор сит для проппанта и механические классификаторы для ситового анализа; лабораторные весы; смеситель; водяной термостат; вискозиметр и, возможно, встроенный вискозиметр; а также различные принадлежности, такие как чашки, мешалки, перчатки, фильтры, справочные руководства, микроволновая печь. Мобильная лаборатория обычно оснащена собственным генератором для электропитания всего оборудования.

Средства связи

Все операторы любой техники, человек, контролирующий источник водоснабжения, а также любой другой персонал, критический для проведения работ по ГРП, должен иметь постоянную двухстороннюю связь с оператором ГРП, в любой момент. Оборудование связи обычно встроено в центр управления, и производители таких агрегатов предлагают несколько вариантов.

Дистанционный мониторинг

Дистанционный мониторинг «доставляет» площадку скважины непосредственно клиенту, обеспечивая связь в реальном времени через спутник. Возможность передачи данных по спутниковому каналу становится приоритетной для всех работ ГРП, проводимых в отдаленных районах. Производители центров управления теперь предлагают спутниковый вариант.

Дистанционное управление

Когда используется несколько насосных агрегатов ГРП (почти всегда), число операторов можно ограничить, используя пульты дистанционного управления. Каждый пульт дистанционного управления может обслуживать до четырех насосных агрегатов, а один оператор может обслуживать два пульта. Оборудование более новых моделей может быть встроено непосредственно в центр управления, хотя это не всегда необходимо.

Оборудование скважины

При подготовке скважины к ГРП для исключения возможных выбросов жидкости глушения и продукции скважины устье последней оборудуется превенторными установками.

При подготовке к ГРП для закачки жидкости в скважину спускается колонна НКТ диаметром 89 мм. Затрубное пространство (обсадная колонна и НКТ 89 мм ) герметизируется установленным в зоне ГРП пакером. Установка пакера проверяется опрессовкой затрубного пространства водой на рабочее давление обсадной колонны через ЦА-320.

Прочее

Трубовозка, оборудованная краном или подъемником на шасси трака используется для транспортировки всех технологических труб высокого давления и помогает в сборке трубной обвязки.

Проведение столь сложных работ, как ГРП, необходимо планировать на дневное время. Иногда, либо из-за задержек, механических поломок, или из-за объема ГРП, требуется проводить работы в ночное время. Для этой ситуации требуются осветители ГРП. Это светильники большой интенсивности, наподобие тех, которые используются на стадионах, смонтированные на телескопических мачтах, и каждый комплект со своим собственным генератором.

Стальные стойки и стальные канаты используются для закрепления всех напорных линий высокого давления при проведении ГРП. Трубная обвязка высокого давления, не закрепленная должным образом, может неконтролируемо мотаться во всех направлениях, если произойдет ее разрыв во время нагнетания, что создаст большую опасность повреждения оборудования и травм для персонала.

Хотя на самом деле нет типичной комплектации и расстановки для оборудования ГРП -- монтаж «расстановки ГРП» сильно меняется в зависимости от географического района и ожидаемых давлений, температур и объемов, связанных с каждой конкретной операцией.

Примерная схема расстановки оборудования для проведения КГРП представлена на рис. 32, где:

1) Станция контроля и управления СКУ-10;

2) Насосные установки УН-2250;

3) Смесительная установка УС-10;

4) Ёмкости для рабочей жидкости;

5) Бункер для проппанта или саморазгружающийся проппантовоз;

6) Машина манифольдов типа ММ105М;

7) Блок манифольдов типа БМ105;



Рис. 32. Схема размещения оборудования КГРП

6.5.2 Теория гидроразрыва пласта

Зарождение и распространение трещины означает, что материал отреагировал существенно неупругим образом, и произошло необратимое изменение. Тем не менее, линейная упругость является полезным инструментом при изучении трещин, поскольку напряжения и деформации (за исключением, пожалуй, окрестностей поверхности трещины и особенно ее верхушки) могут быть достаточно адекватно описаны при помощи теории упругости.

На рис. 33 схематически представлен статический эксперимент с одноосным нагружением. Два параметра, определяемые из такого эксперимента, -- это модуль Юнга ()и коэффициент Пуассона (). Они рассчитываются из вертикального напряжения (), вертикальной деформации (), и горизонтальной деформации (), как показано на рисунке.

Рис. 33. Схема одноосного нагружения

Взаимосвязь различных расчетных коэффициентов, необходимых для проведения расчета зарождения и распределения трещины, отражена в табл. 39.

Таблица 39. Взаимосвязь различных свойств линейно-упругого материала

Параметр	E,?	G,?	E, G
Модуль сдвига, G
Модуль Юнга, E
Коэфф. Пуассона,
Модуль плоской деформации,

Вертикальная составляющая горного давления на уровне забоя скважины рассчитывается исходя из средней плотности вышележащих пород и расстояния от поверхности до забоя:



(6.6)

Горизонтальная составляющая горного давления находится следующим образом:

(6.7)

От соотношения горизонтальной и вертикальной составляющей горного давления зависит какая будет трещина: горизонтальная () или вертикальная (). Изображение распространения трещины изображено на рис. 6.20.

а) б)

Рис. 34. Горизонтальная(а) и вертикальная(б) трещина

Для создания трещины на забое скважины необходимо создать давление, которое можно посчитать по данной формуле:

(6.8)



Длина () и раскрытость ( трещины рассчитываются по следующим формулам:

(6.9)

(6.10)

Механика трещины возникла из наблюдения, что любая неоднородность, существующая в твердом теле, ухудшает его способность выдерживать нагрузки. Небольшое отверстие (пустота) может привести к появлению высоких локальных напряжений по сравнению с напряжениями, которые имели бы место без этого отверстия (пустоты).

6.5.3 Свойства технических жидкостей

Текучие материалы (флюиды) деформируются непрерывно (иными словами, текут) без разрушения под воздействием постоянного напряжения.

Напряжение, возникающее между слоями, есть напряжение сдвига, . Его размерность -- давление или сила на единицу площади (в системе СИ -- Па). Локальная интенсивность течения характеризуется скоростью сдвига . Ее можно рассматривать как темп изменения скорости с расстоянием между скользящими слоями. Материальная функция, выражающая связь между напряжением сдвига и скоростью сдвига отражена на рис. 35 и в табл. 40. Эта информация необходима для расчета падения давления (фактически, рассеяния энергии) для заданной ситуации течения, такое, как течение в трубе или течение между параллельными пластинами.



Рис. 35. Реологические кривые «касательное напряжение-скорость сдвига»

Таблица 40. Реологические уравнения состояния

	Ньютоновская жидкость
	Степенной закон
	Вязкопластичная жидкость
	Степенной закон с пределом текучести

Большинство гелей-жидкостей разрыва (ЖР) проявляют значительное разжижение при сдвиге (т.е., уменьшение эффективной вязкости с увеличением скорости сдвига). Уравнение состояния, описывающее этот главный аспект их режима течения, -- модель степенного закона. Показатель текучести, n, обычно изменяется от 0,3 до 0,6 доли ед.

Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины кинетической энергии, необходимой для разрыва и раскрытия трещины.

Основные требования к жидкостям, используемым при гидроразрыве:

должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия;

иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости;

обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва;

обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах;

иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге;

легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки;

быть удобными в приготовлении и хранении в промысловых условиях;

иметь низкую коррозионную активность;

быть экологически чистыми и безопасными в применении;

иметь относительно низкую стоимость.

Виды жидкостей разрыва

1) Жидкости на водной основе.

Используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы освоения гидроразрыва, когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе:

жидкости на водной основе экономичнее;

жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол;

жидкости невоспламеняемые;

жидкости на водной основе легко доступны;

Этот тип жидкости легче контролируется и загущается.

Линейные жидкости разрыва.

Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Было разработано много жидкостей-сшивателей, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе и марганце. Дополнительно стали использовать сшиватель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидрокситилцеллюлозы. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметил-гидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработано новое поколение сшивателей. Полимерные молекулы сшивателя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера.

Замедляющие соединительные системы. Они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Замедляющие соединительные системы показывают лучшую дисперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем- это пониженное трение при закачке.

2) Жидкости на нефтяной основе.

Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаро и взрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля.

3) Жидкости на спиртовой основе.

В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры, включая гидроксипропилцеллюлозу и гидроксипропилгуар заменили на гуаровуюсмолу, т.к. она поднимает вязкость на 25% выше. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

4) Эмульсионные жидкости разрыва.

У них много недостатков, поэтому они используются в очень узком спектре. У них крайне высокое давление трения в результате их вязкости. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закачанная нефть может быть добыта назад и продана. Использование эмульсий типа "нефть в воде" направленно сокращалось с ростом цены на нефть.