«Нефтепро-
мысловое дело»

Исследование влияния физико-химического состава воды на песконесущие свойства жидкостей гидроразрыва пласта

УДК: 622.234.573
DOI: -

Авторы:

¹ Альметьевский государственный технологический университет "Высшая школа нефти", Альметьевск, Россия

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, жидкость разрыва, технологическая жидкость, компонентный состав, песконесущая способность, проппант, расклинивающий материал

Аннотация:

В статье представлены результаты лабораторных исследований, направленных на установление влияния физико-химического состава воды на песконесущие свойства жидкостей гидроразрыва пласта (ГРП), применяемых при разработке терригенных коллекторов. Основное внимание уделено изучению влияния концентрации бикарбонат-ионов (HCO₃^–) и ионов кальция (Ca²⁺), а также температурного режима на реологические характеристики гуаро-боратных гелей и их способность удерживать проппант в течение всего цикла технологического воздействия. Экспериментальная часть работы выполнена на основе моделирования жидкостей разрыва с различным содержанием указанных компонентов при температурах 15, 25 и 35 °C. В ходе исследований выявлена закономерность снижения песконесущей способности жидкостей при увеличении концентрации минеральных солей, особенно при повышении температуры. Полученные результаты акцентируют необходимость детального анализа компонентного состава воды при подготовке жидкостей разрыва и могут служить основой для оптимизации технологических параметров при проведении ГРП в условиях изменчивой минерализации пластовых и технологических вод.

Список литературы:

1. Poplygin V., Dieng Assane, Shi Xian. Forecasting hydraulic fracturing results using information amount theory // Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. – 2024. – Vol. 24, № 2. – Р. 93–100. – DOI: 10.15593/2712-8008/2024.2.7

2. Marongiu-Porcu M., Economides M.J., Holditch S.A. Economic and Physical Optimization of Hydraulic Fracturing // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2013. – Vol. 14. – P. 91–107. – DOI: 10.1016/j.jngse.2013.06.001

3. Основы технологии гидравлического разрыва пластов: учеб. пособие / В.Г. Салимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов. – Казань: Изд-во "Фэн" АН РТ, 2021. – 386 с.

4. Репник А.А., Бочкарев В.А. Влияние хрупкости и пластичности сланцевых формаций на эффективность гидроразрыва пласта // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 6. – С. 26–35.

5. Бочкарев В.А., Лашманов Е.В., Сучок С.Н. Геологическое строение, формирование коллекторской емкости и особенности разработки месторождений нефти и газа в глинистых сланцах формации Игл Форд на юге США // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – № 7. – С. 22–29.

6. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 5.– С. 44–46.

7. Силин М.А., Магадова Л.А., Федорова Л.А. Анализ содержания бора в пластовых водах с целью оценки возможности применения этих вод для приготовления жидкости гидроразрыва пласта // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 8. – С. 17–19.

8. О влиянии почв на формирование химического состава грунтовых вод в пределах Республики Татарстан / Р.Х. Мусин, А.Р. Галиева, Т.Г. Кудбанов [и др.] // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. – 2020. – № 63(1). – С. 90–99. – DOI: 10.32454/0016-7762-2020-63-1-90-99

9. Татосов А.В., Бородина К.А. Движение жидкости гидроразрыва с неоднородным распределением проппанта // Вестник Башкирского университета. – 2024. – Т. 29, № 2. – С. 57–61. – DOI: 10.33184/bulletin-bsu-2024.2.1

10. Гилаев Г.Г., Хабибуллин М.Я. Перспективы применения кислотного геля для закачки проппанта в процессе проведения гидроразрыва карбонатных пластов на территории Самарской области // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 8. – С. 54–57. – DOI: 10.24887/0028-2448-2020-8-54-57

11. Влияние вязкости технологической жидкости на геометрию трещин гидроразрыва / А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов, Р.З. Сахабутдинов, В.Г. Салимов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. – № 4. – С. 29–34.

12. Деструкция геля для ГРП с применением окислительного деструктора и соляной кислоты / Л.А. Магадова, Л.А. Федорова, О.Ю. Ефанова [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2010. – № 10. – С. 60–61.

13. Немцева М.П., Филиппов Д.В., Федорова А.А. Реологические свойства коллоидных систем: учеб. пособие. – Иваново: Ивановский гос. хим.-технол. ун-т, 2016. – 61 с.

14. Силин М.А., Магадова Л.А., Чирина Л.А. Исследование влияния ионов бора и минеральных солей, содержащихся в подтоварной воде, на качество полисахаридных жидкостей ГРП // Научно-технический сборник Вести газовой науки. – 2013. – № 1(12). – С. 73–78.

15. Das P., Konale S., Kothamasu R. Effect of salt concentration on base-gel viscosity of different polymers used in stimulation fluid systems // Proceedings of the SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, Vienna, Austria, 25–27 February 2014. – SPE-167786-MS. – DOI: https://doi.org/10.2118/167786-MS

16. Modulation of the viscosity of guar-based fracking fluids using salts / L. Earnden, T. Laredo, A.G. Marangoni [et al.] // Energy & Fuels. – 2021. – Vol. 35, № 19. – P. 16007–16019. – DOI: 10.1021/acs.energyfuels.1c02835

17. Стандарт ПАО "ТАТНЕФТЬ". Инструкция по обеспечению и контролю качества при проведении гидроразрыва пласта и кислотного гидроразрыва пласта. – Альметьевск, 2020.

18. Сингх Балджит, Шарма Ниша. Механистические последствия разложения пластмасс. Разложение и стабильность полимеров. – 2008. – Vol. 93(3). – P. 561–584. – DOI: 10.1016/j.polymdegradstab.2007.11.008

19. Исследование физико-химических характеристик разрушения композиционных полимерных материалов и покрытий под воздействием агрессивных сред / К.С. Негматова [и др.] // Universum: технические науки. – 2022. – № 3(96). – URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/13327 (дата обращения: 17.04.2025).

20. The degradation of mechanical properties in polymer nano-composites exposed to liquid media – a review / M.S. Saharudin, R. Atif, I. Shyha, F. Inam // RSC Advances. – 2016. – Vol. 6. – P. 1076–1089. – DOI: 10.1039/C5RA22620A