Зростаюча потреба в нарощуванні видобутку природніх вуглеводнів робить технологію гідравлічного розриву пласта одним із ключових методів інтенсифікації видобутку, тому актуальним питанням стає необхідність підвищення ефективності та економічності гідророзриву, що може бути досягнуто за рахунок оптимізації складу рідини. Мета дослідження полягала в пошуку ефективних рецептур технологічної рідини для гідравлічного розриву пласта, які б мали структурно-реологічні властивості необхідні для успішного проведення гідророзриву у свердловинах із температурою більше 80 °С. Використано емпіричну методику проведення лабораторних досліджень рецептур рідин гідророзриву. Для обґрунтування реологічних властивостей рідин для гідравлічного розриву пласта було проведено їх тестування. Цей метод передбачав систематичне тестування різних комбінацій компонентів рідини з метою підбору оптимального складу, який би відповідав вимогам ефективного та економічного гідророзриву за підвищеної температури свердловин. Проаналізовано основні види рідин гідророзриву і їх рецептури, наведено результати лабораторних досліджень із підбору оптимальних параметрів рідини гідророзриву у свердловині з пластовою температурою 85 °С. Експериментально встановлено взаємозв’язок між хімічним складом (рецептурою) рідини для гідророзриву і її реологічними властивостями за температури 85 °С. Методом підбору рецептур знайдено склад рідини гідророзриву, яка витримує зсувові навантаження, стабільна та не руйнується передчасно. Запропоновано рецептуру рідини, яку можна використати під час проведення гідравлічного розриву пласта на газових і нафтових родовищах. Практична реалізація результатів дослідження дозволить підвищити ефективність технології гідророзриву пласта й збільшити продуктивність нафтових і газових свердловин
Отримано 14.12.2023
Доопрацьовано 08.04.2024
Прийнято 31.05.2024
[1] Al-Hajri, S., Negash, B.M., Rahman, M.M., Haroun, M., & Al-Shami, T.M. (2022). Perspective review of polymers as additives in water-based fracturing fluids. ACS Omega, 7(9), 7431-7443. doi: 10.1021/acsomega.1c06739.
[2] Almubarak, T., Ng, J.H.C., AlKhaldi, M., Panda, S., & Nasr-El-Din, H.A. (2020). Insights on potential formation damage mechanisms associated with the use of gel breakers in hydraulic fracturing. Polymers, 12(11), article number 2722. doi: 10.3390/polym12112722.
[3] API RP 39: Recommended practices on measuring the viscous properties of a cross-linked water-based fracturing fluid. (1998). Retrieved from https://standards.globalspec.com/std/997097/api-rp-39.
[4] API RP 45: Recommended practice for analysis of oilfield waters. (1998). Retrieved from https://standards.globalspec.com/std/1647351/api-rp-45.
[5] Cao, X., Shi, Y., Li, W., Zeng, P., Zheng, Z., Feng, Y., & Yin, H. (2021). Comparative studies on hydraulic fracturing fluids for high-temperature and high-salt oil reservoirs: Synthetic polymer versus guar gum. ACS Omega, 6(39), 25421-25429. doi: 10.1021/acsomega.1c03394.
[6] El-hoshoudy, A.N., Zaki, E.G., & El-Saeed, S.M. (2020). Experimental and Monte Carlo simulation of palmitate-guar gum derivative as a novel flooding agent in the underground reservoir. Journal of Molecular Liquids, 302, article number 112502. doi: 10.1016/j.molliq.2020.112502.
[7] Huang, Y., Yao, X., Dai, C., Wu, Y., Li, L., & Yuan, B. (2024). A supramolecular reinforced gel fracturing fluid with low permeability damage applied in deep reservoir hydraulic fracturing. Gels, 10(1), article number 2. doi: 10.3390/gels10010002.
[8] Jatykov, T., & Bimuratkyzy, K. (2022). A chemical design example of hydraulic fracturing fluids in high-temperature hydrocarbon reservoirs: Case study. Trends in Sciences, 19(12), article number 4610. doi: 10.48048/tis.2022.4610.
[9] Kang, W., Mushi, S.J., Yang, H., Wang, P., & Hou, X. (2020). Development of smart viscoelastic surfactants and its applications in fracturing fluid: A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 190, article number 107107. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107107.
[10] Khan, H., Spielman-Sun, E., Jew, A., Bargar, J., Kovscek, A., & Druhan, J. (2021). A critical review of the physicochemical impacts of water chemistry on shale in hydraulic fracturing systems. Environmental Science & Technology, 55(3), 1377-1394. doi: 10.1021/acs.est.0c04901.
[11] Liu, S., Huang, J., Tang, S., Shi, S., Wu, X., & Liu, X. (2020). Experimental study on the damage of artificial fracture permeability in coal during the flow back of guar-based fracturing fluid. Geofluids, 2020, article number 8302310. doi: 10.1155/2020/8302310.
[12] Montgomery, C. (2013). Fracturing fluids. In A.P. Bunger, J. McLennan & R. Jeffrey (Eds.), Effective and sustainable hydraulic fracturing (ch. 1). London: IntechOpen. doi: 10.5772/56192.
[13] Moroz, L., Uhrynovskyi, A., & Kogut, G. (2023). Investigation of the effect of polymer concentration in fracturing fluid on crack size and permeability during hydraulic fracturing. Archives of Materials Science and Engineering, 122(2), 70-77. doi: 10.5604/01.3001.0053.9594.
[14] Moroz, L., Uhrynovskyi, A., & Popovych, N. (2021). Study of hydraulic fracturing at oil wells to intensify production. InterConf, 87, 332-337. doi: 10.51582/interconf.21-22.11.2021.040.
[15] Qu, Z., Wang, J., Guo, T., Shen, L., Liao, H., Liu, X., Fan, J., & Hao, T. (2021). Optimization on fracturing fluid flowback model after hydraulic fracturing in oil well. Journal of Petroleum Science and Engineering, 204, article number 108703. doi: 10.1016/j.petrol.2021.108703.
[16] Quainoo, A.K., Bavoh, C.B., & Negash, B.M. (2022). Rheological and viscoelastic property characterizations of amino acid-based hydraulic fracturing fluids. Energy & Fuels, 36(7), 3539-3548. doi: 10.1021/acs.energyfuels.1c04396.
[17] Sharma, P., & Kudapa, V.K. (2021). Study on the effect of cross-linked gel polymer on water shutoff in oil wellbores. Materials Today: Proceedings, 48(5), 1103-1106. doi: 10.1016/j.matpr.2021.07.506.
[18] Song, J., Navarrete, R., Asadi, M., & Jin, B. (2020). New high viscosity friction reducers for proppant transport in hydraulic fracturing. In SPE international conference and exhibition on formation damage control (article number SPE-199330-MS). Lafayette: Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/199330-ms.
[19] Vargas, G.G., Andrade, R.M., Loureiro, B.V., & Soares, E.J. (2020). Rheological properties of a cross-linked gel based on guar gum for hydraulic fracture of oil wells. Journal of the Brazilian Society of Mechanical Sciences and Engineering, 42, article number 498. doi: 10.1007/s40430-020-02579-w.
[20] Wang, J., Guo, P., Jiang, H., & Zhou, F. (2022a). A novel multifunction fracturing fluid compounding of nano-emulsion and viscous slickwater for unconventional gas and oil. Arabian Journal of Chemistry, 15(5), article number 103749. doi: 10.1016/J.ARABJC.2022.103749.
[21] Wang, M., Cheng, H., Wei, J., Zhang, K., Cadasse, D., & Qin, Q. (2022b). High-temperature-resistant, clean, and environmental-friendly fracturing fluid system and performance evaluation of tight sandstone. Journal of Environmental and Public Health, 2022, article number 5833491. doi: 10.1155/2022/5833491.
[22] Xu, H., Zhou, F., Li, Y., Su, H., Yang, S., Yao, E., & Zhu, Y. (2023). Preparation and properties evaluation of novel silica gel-based fracturing fluid with temperature tolerance and salt resistance for geoenergy development. Arabian Journal of Chemistry, 16(12), article number 105324. doi: 10.1016/j.arabjc.2023.105324.
[23] Zhao, M., Li, Y., Xu, Z., Wang, K., Gao, M., Lv, W., & Dai, C. (2020). Dynamic cross-linking mechanism of acid gel fracturing fluid. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 607, article number 125471. doi: 10.1016/j.colsurfa.2020.125471.