ҚАБАТТЫ ГИДРАВЛИКАЛЫҚ ЖАРУ КЕЗІНДЕГІ КЕНЖАР МАҢЫНДАҒЫ АЙМАҚТЫҢ ТЕМПЕРАТУРАЛЫҚ РЕЖИМІНІҢ ЕРЕКШЕЛІКТЕРІ ЖӘНЕ ОЛАРДЫҢ ЫДЫРАТУШЫНЫ ТАҢДАУҒА ӘСЕРІ

Қабат температурасы жоғары мұнай және газ кен орындарын игеру жағдайында қабатты гидравликалық жару (ҚГЖ) операцияларының тиімділігі көбінесе ыдыратушы жүйесін дұрыс таңдаумен анықталады. Бұл жүйе проппантты айдау және орналастыру аяқталғаннан кейін полисахаридті гельдің бақылаулы түрде бұзылуын қамтамасыз етуі тиіс. ҚГЖ жобалаудың дәстүрлі тәжірибесінде ыдыратушының түрі мен концентрациясы, әдетте, қабат температурасының статикалық мәніне негізделіп таңдалады, ал айдау процесіндегі оқпан маңы аймағындағы температуралық режимнің өзгеруі шектеулі деңгейде ғана ескеріледі. Жұмыста айдау сынағы, мини-ҚГЖ және негізгі гидравликалық жаруды қамтитын ҚГЖ операциясы кезінде автономды тереңдік термобарикалық датчигінің көмегімен нақты уақыт режимінде тіркелген қабат температурасының динамикасын талдау нәтижелері ұсынылған. Беткі температурасы шамамен 20 °C болатын жұмыс сұйықтығын айдау оқпан маңы аймағындағы температураның бастапқы қабат температурасымен салыстырғанда ондаған градусқа тез төмендеуіне әкелетіні анықталды. Технологиялық үзілістер кезінде температура ішінара қалпына келеді, алайда қабаттың бастапқы жылу күйі келесі кезеңдер басталғанға дейін толық қалпына келіп үлгермейді. Алынған нәтижелер көрсеткендей, операцияның едәуір бөлігінде ҚГЖ сұйықтығының қасиеттерін анықтайтын тиімді температура статикалық қабат мәнінен айтарлықтай ерекшеленеді. Бұл сәйкессіздік гельдің ыдырау кинетикасына және персульфатты типтегі тотықтырғыш ыдыратушылардың тиімділігіне әсер етеді. Кен орнындағы температуралық деректерді Chandler 5550 вискозиметрінде жүргізілген зертханалық реологиялық сынақтардың нәтижелерімен салыстыру ыдыратушы жүйелерді таңдау кезінде динамикалық температуралық режимді ескеру қажеттілігін растайды. Операцияның нақты температуралық тарихын есепке алу ыдыратушыны таңдау сенімділігін арттырады және жоғары температуралы ұжымдық қабаттар жағдайында жарықшақтың тазаруын жақсартуға әрі ҚГЖ нәтижелерінің қайталануын қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

1. Economides, M.J., and Nolte, K.G. Reservoir Stimulation, 3rd ed. (Chichester: John Wiley & Sons, 2003).

2. Montgomery, C.T., and Smith, M.B. Hydraulic fracturing: History of an enduring technology. Journal of Petroleum Technology, 62 (12), 26–41 (2010). https://doi.org/10.2118/1210-0026-JPT

3. Gidley, J.L., Holditch, S.A., Nierode, D.E., and Veatch, R.W. Recent Advances in Hydraulic Fracturing (Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers, 1989).

4. Al-Muntasheri, G.A. Rheology of Hydraulic Fracturing Fluids (Hoboken, NJ: John Wiley & Sons, 2016).

5. Nasr-El-Din, H.A., and Al-Muntasheri, G.A. Evaluation of fracturing fluids under high-temperature conditions. SPE Production & Operations, 23 (4), 473–483 (2008). https://doi.org/10.2118/100529-PA

6. Al-Muntasheri, G.A., Hussein, I.A., and Sultan, A.S. Impact of temperature on the rheological properties of fracturing fluids. SPE Journal, 16 (1), 53–63 (2011). https://doi.org/10.2118/119887-PA

7. Barati, R., and Liang, J.-T. A review of fracturing fluid systems used for hydraulic fracturing of oil and gas wells. Journal of Applied Polymer Science, 131 (16), 40735 (2014). https://doi.org/10.1002/app.40735

8. Hoffman, B.T., et al. Breaker selection and optimization for hydraulic fracturing fluids. SPE Journal, 10 (3), 257–264 (2005). https://doi.org/10.2118/82238-PA

9. Sultan, A.S., Al-Muntasheri, G.A., and Hussein, I.A. High-temperature fracturing fluids: Challenges and recent advances. SPE Journal, 25 (2), 931–947 (2020). https://doi.org/10.2118/195415-PA

10. ISO 13503-1. Oil and gas industries — Completion fluids and materials — Part 1: Measurement of viscous properties of completion fluids (Geneva: International Organization for Standardization, 2011).

11. Warpinski, N.R., and Teufel, L.W. Influence of temperature and fluid injection on fracture behavior. SPE Journal, 2 (2), 134–145 (1987). https://doi.org/10.2118/15215-PA

12. Barree, R.D., and Conway, M.W. Temperature effects during hydraulic fracturing treatments. SPE Production & Facilities, 9 (4), 238–244 (1994). https://doi.org/10.2118/25933-PA

13. Ramey, H.J. Wellbore heat transmission. Journal of Petroleum Technology, 14 (4), 427–435 (1962). https://doi.org/10.2118/96-PA

14. Vernigora, D., et al. Comprehensive modeling of downhole temperature during hydraulic fracturing. SPE Journal, 23 (5), 1865–1880 (2018). https://doi.org/10.2118/181812-PA

15. Baihly, J.D., et al. Real-time diagnostics of hydraulic fracturing using downhole measurements. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference (2014). https://doi.org/10.2118/168596-MS

16. Al-Bazali, T.M., et al. Effect of fracturing-fluid temperature on cleanup efficiency. SPE Production & Operations, 29 (1), 45–55 (2014). https://doi.org/10.2118/164034-PA