Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное"

/

Введение

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

месторождение пласт гидравлический

Территория месторождения представляет собой плоскую, заболоченную, покрытую смешанным лесом равнину. Абсолютные отметки высот варьируются от 82 м в северо-восточной части до 54,5 м. в юго-западной части месторождения. Относительные превышения - 25,9 м.

Гидрографическая сеть в районе месторождения представлена рекой Васюган и её притоком - Чижапка. Реки имеют крутые, обрывистые берега, заросшие густым кустарником. Болота занимают примерно 40% территории участка (рис 1)

Климат резко континентальный с суровой, длительной зимой и коротким жарким летом. Среднесуточная температура зимой от -15°С до -40°С, летом - до +35°С. Снежный покров достигает 1 - 1,5 м. Озера, реки и болота промерзают во второй половине декабря. Реки вскрываются в первой половине мая.

Через месторождение проходит грунтовая автомобильная дорога, идущая вдоль реки Васюган. Сообщение осуществляется по этой дороге, по р. Васюган, судоходной в течение всего летнего периода, и по зимним дорогам. Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода и рядом идущего газопровода 60 км. Вдоль трубопроводов проходит линия электропередачи.

Рисунок 1 - Обзорная карта Снежного нефтяного месторождения.

1.2 Стратиграфия

В геологическом строении Снежного месторождения принимают участие терригенно-осадочные отложения фундамента доюрского и мезозойско-кайнозойского чехла. Продуктивные пласты на Снежном месторождении находятся в Юрской системе в тюменской и наунакской свитах.

Юрская система Y

Отложения Юрской системы со стратиграфическим несогласием залегают на складчатом фундаменте и представлены тремя отделами: нижним и средним (тюменская свита) и верхним (наунакская, георгиевская и баженовская свиты).

Тюменская свита Y₁ tm

Породы тюменской свиты (нижняя + средняя юра) формировались, преимущественно, в континентальных условиях, меньше - в прибрежно-морских, а, возможно, в обширных опресненных водоемах и представлены переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов (речные и озерно-болотные осадки со значительной фациальной и литологической изменчивостью в горизонтальном направлении и вертикальном разрезе). Толща характеризуется обилием углефицированных растительных остатков и пропластками углей. Выделяются группы песчаных пластов Ю₁₆ - Ю₂.

Песчаники серые и светло-серые, массивные, плотные, полимиктовые, крупно- и мелко-среднезернистые, плохо отсортированные. Алевролиты светло-коричневые, плотные, массивные с горизонтальной слоистостью. Аргиллиты серые и темно-серые, алевритистые, часто углистые.

Мощность тюменской свиты составляет 107-298 м.

Наунакская свита Y₁ nuk

Наунакская (васюганская) свита (келловейский и оксфордский ярусы верхней юры) согласно залегает на породах тюменской свиты. Исследуемый район находится в зоне перехода васюганской свиты в наунакскую. Вскрытые скважинами разрезы свидетельствуют о полифациальности условий осадконакопления - от прибрежно-морских (в незначительном объеме), до прибрежно-континентальных и континентальных.

Песчаники серые и темно - серые, крепкосцементированные, мелко- и среднезернистые, с включениями зерен пирита, намывами углистого материала и раковин. Алевролиты желтовато-серые, глинистые, с горизонтальной и линзовидной слоистостью.

Аргиллиты буровато-серые, темно-серые, углистые. В верхней части разреза свиты выделяются песчаные пласты Ю₁¹, в отдельных скважинах Ю₁², в нижней - пласт Ю₁^3-4. Толщина отложений свиты - 53-77 м.

1.3 Тектоника

Снежное месторождение нефти в современном тектоническом плане расположено в пределах крупного структурного носа, осложняющего крайнюю северо-западную периклиналь Парабельского мегавала (рис 2)

По основному отражающему горизонту Па (подошва баженовской свиты) Снежное поднятие оконтурено изогипсой -2360 м и представляет собой узкую антиклинальную (скорее валообразную) складку небольших размеров (18x4 км) северо-восточного простирания. За счет имеющего место в центральной части структуры пережима северо-восточная, и юго-западная части структуры осложнены небольшими вершинами с амплитудами 40 и 25 метров соответственно. В южной части структуры через небольшой пережим примыкает отдельное малоамплитудное (30 м) поднятие размером 3x2 км.

Рисунок 2 - Тектоническая карта района работ

1.4 Нефтегазоводоностность

Установлено, что пласты в верхней части юрских отложений Снежного нефтяного месторождения нефтегазонасыщены и их незначительные притоки объясняются плохими коллекторскими свойствами пород, слагающих их. Пределы коллектора следующие: коэффициент пористости равен 0,101; проницаемость - 0,56 мД.

В целом по залежи пласта Ю₁² по промыслово-геофизическим данным коллектора характеризуются следующими средними значениями параметров: пористость - 13,9%, нефтенасыщенность - 60,6%, проницаемость - 2,4мД.

Пласты Ю₁¹ и Ю₁² содержат признаки нефтенасыщения в керне и сложены мелкозернистыми, крепко сцементированными песчаниками.

Из интервала 2395-2404 получен приток газа дебитом 35,7 м/сутки на 5 мм. штуцере. При испытании пласта Ю₁² в колонне из интервала 2419-2433 м. получен приток нефти дебитом 0,24 м³/сутки на штуцере 1 мм.

Таким образом, подтверждается наличие газовой и нефтяной залежей в пластах Ю₁¹ и Ю₁² наунакской свиты в пределах Снежного поднятия.

За счет работы газовой залежи пласта Ю₁¹ газовый фактор составил 264
м³/м³. До гидроразрыва дебит скважины составлял 0,24
м³/сутки на штуцере 1 мм.

При совместном испытании пластов Ю₁¹ и Ю₁² после проведенного гидроразрыва из интервалов 2409,1-2412,2; 2423,4-2432,0 получен приток нефти с дебитом 32 м³/сутки на штуцере 8 мм.

1.5 Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды

Пласт Ю₁¹

Исследование и анализ физико-химических свойств углеводородов пласта Ю₁¹ Снежного месторождения проводились на устьевой пробе в скважине 392Р.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

- легкую (плотность нефти в поверхностных условиях 843 кг/м³)

- малосернистую (содержание серы - 0,3%)

- смолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 5,8%)

- высокопарафинистую (содержание парафинов - 7,73%)

- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 61%).

Часть физико-химических свойств нефти были взяты равными средним значениям по месторождениям аналогам Томской области. Данные по компонентному составу и свойствам пластовой нефти пласта Ю₁¹ Снежного месторождения отсутствуют. Свойства пластовой нефти были усреднены по выбранным месторождениям. Для получения зависимостей свойств нефти от давления были использованы эмпирические корреляции Шилова для объемного коэффициента и Била для вязкости. Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 35,5 г/л по месторождениям аналогам.

Пласт Ю₁²

Исследование и анализ физико-химических свойств и состава углеводородов пласта Ю₁² Снежного месторождения проводились на поверхностной пробе в скважине 392Р.

По результатам анализа, нефть можно классифицировать как:

- особо легкую (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 797,4 кг/м³)

- не сернистую (отсутствует)

- малосмолистую (содержание смолисто-асфальтеновых веществ - 3,3%)

- высокопарафинистую (содержание парафинов - 17,78%)

- с высоким содержанием светлых фракций (объемное содержание выкипающих фракций до 350єC составляет 57%).

1.6 Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г./л как максимум по горизонту Ю₁. Таким образом, в ходе пробной эксплуатации залежи необходимо отобрать пробы пластовых флюидов и провести исследования, которые позволят определить физико-химические свойства нефти, газа и воды

Все пробы содержат большую примесь технической воды, обогащенной хлористым калием. В природных условиях содержание калия наблюдается не более 200-300 мг/л. В исследуемых пробах оно колеблется от 1272 до 6161 мг/л.

Содержание других макро- и микрокомпонентов низкое. Так, например, содержание стронция в водах юрских отложений не менее 300 мг/л. В исследованных пробах оно колеблется от 18,2 до 80,2 мг/л. Примерно на столько же понижено содержание йода, брома, лития, рубидия.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Сущность ГРП

Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты с низкими коллекторскими свойствами, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Характеризуемый как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается вдоль плоскости, расположенной перпендикулярно направлению минимальных напряжений, благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва. После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости. Это приводит к расширению области пласта, дренируемой скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

Проведение ГРП преследует две главные цели:

- повышение продуктивности пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины;

- создание высокопроницаемого канала притока в поврежденной призабойной зоне.

В итоге, кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также, увеличивается конечная нефтеотдача за счет выработки слабо дренируемых зон и пропластков.

Наиболее высокая эффективность этого метода может быть достигнута при проектировании ГРП как элемента системы разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния при различных сочетаниях обработки добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, распределения неоднородности пласта и др. Таким образом, систематический авторский надзор за внедрением ГРП позволяет принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

Применяемые жидкости

Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе. Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па-с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид, сульфит-спиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).

При использовании жидкости на водной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых лабораториях и НИИ.

Жидкости-песконосители также изотавливают на нефтяной и водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для определения водоотдачи глинистых растворов. При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью ухудшается, так как довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной близости от стенок скважины.

Хорошей песконесущей способностью обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем. Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости, так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя - песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12 - 15% разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе, которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих скважинах используется чистая вода.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты эффективного ГРП без применения наполнителя. Однако в этих случаях эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. В результате он частично разрушается, а частично вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными. Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин.

Для ГРП применяют песок размером от 0,5 до 1,2 мм. Обычно в первые порции жидкости-песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5 - 0,8 мм), а в последующую часть расчетного объема - более крупные фракции.

В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650 кг/м3), которая сильно отличается от плотности жидкости, что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха.

Плотность стеклянных шариков примерно равна плотности кварца, т.е. 2650 кг/м3, но они прочнее и меньше вдавливаются в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/м3 Производятся промышленные испытания наполнителя из особо прочных искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность, близкую к плотности жидкости (1100 кг/м3) песконосителя.

В настоящее время современная техника и применяемые жидкости позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации песка порядка 200 кг/м3 жидкости. Однако применяются как большие, так и меньшие концентрации. Количество закачиваемого песка, расходуемого на одну операцию ГРП, по данным фирмы Халибартон, к настоящему времени доведено в среднем до 22,5 т, а количество закачанной жидкости в среднем (жидкость разрыва + жидкость-песконоситель) до 151,4 м³.

Определение места образовавшейся трещины

Для определения места образовавшейся трещины используют активированный радиоактивными изотопами песок, который в небольшом объеме вводят в последние порции закачиваемого наполнителя. Сравнивая результаты гамма-каротажа, снятого до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения. Для той же цели используют специальные шарики из синтетического материала диаметром 3 - 5 мм, активированные также радиоактивными изотопами. Перед завершением закачки наполнителя в него вводят через лубрикатор 7 - 10 шт. таких шариков, местоположение которых определяют также с помощью гамма-каротажа.

Жидкости разрыва

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы:

1) Нарушение проницаемости пласта

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из - за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость.

2) Нарушение проницаемости песчаной пробки

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

3) Пластовые жидкости

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Стоимость.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента.

В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью.

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.

1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно они не взрывоопасны.

4. Жидкости на водной основе легко доступны. Этот тип жидкости легче контролируется и загущается.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды, чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины была очевидной для ранних исследователей. 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. Впервые были использованы в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г./м3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что 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. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Достоинства:

1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

3. Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

4. Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

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 пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует

большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. 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 г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва. Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ - 31 $ за м3. Использование эмульсий типа «нефть в воде» направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Расчет ГРП

Для гидравлического разрыва пласта принимаем эксплуатационную скважину со следующей характеристикой: H= 2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=16.8 см.; трубы из стали марки C; эффективная мощность пласта h=15 м; интервал перфорации эксплуатационной колонны 2340-2360 м; число отверстий на 1 м. эффективной мощности пласта - 10; коэффициент продуктивности скважин - 0.115 т./ сут. (кгс/ см²); пластовое давление 200 кгс/см²; забойное давление 170 кгс/см²; вода и песок в продукции скважины отсутствуют.

Определение расчетных показателей процесса гидроразрыва

Основными расчетными показателями гидроразрыва являются: давление разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус и проницаемость трещин, дебит скважины после ГРП, тип и число насосных агрегатов, ожидаемая эффективность ГРП.

Для выяснения приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва скважина должна быть предварительно испытана. По данным испытания должна быть построена зависимость приемистости скв. от давления на забое. Эта кривая позволяет определить давление разрыва пласта. При давлении разрыва Р з.р.= 35 МПа приемистость скважины составила 1300 м³/ сут.

Давление разрыва пласта для получения трещин горизонтального направления зависит:

1) от величины вертикального горного давления, определяемого глубиной залегания пласта плотностью вышележащих пород;

2) от величины пластового давления; 3) от перераспределения напряжения в пласте, вызываемого его разбуриванием; 4) от естественной трещиноватости пород пласта.

Для выяснения приемистости скважины и величины ожидаемого давления разрыва рекомендуется предварительно испытать скважину на поглощение при различных давлениях и определить опытным путем давление разрыва и расход жидкости разрыва. Такое испытание проводится путем закачки в скважину маловязкой нефти в нарастающих объемах. Для этого к устью скважины присоединяют один или несколько насосных агрегатов высокого давления и замеряют расход рабочей жидкости несколько раз, чтобы получить достаточное число точек для построения кривой зависимости приемистости скважины от давления на забое скважины. По этой кривой можно определить давление разрыва на забое и соответствующую ему приемистость скважины.

Вертикальное горное давление

Р_в.г.= Hp_п./10=2800*2.5/10=700 кгс/см², (2.1)

где Н=2800 м - глубина залегания пласта; р_п.=2.5 - средняя относительная плотность вышележащих пород.

Давление разрыва пласта

р_разр.=р_в.г.-р_пл.+у_р., (2.2)

где р_пл.=200 кгс/см²-пластовое давление; у_р=15 кгс/см²-давление расслоения пород;

р_разр.=700 -200+15=515 кгс/см², (2.3)

приближенно давление разрыва на забое можно определить по эмпирической формуле:

р_затр.= Hk/10= 2800* 1.75 /10 = 490 кгс/см², (2.4)

где К=1.5 - 2.0; принимаем среднее значение К= 1,75.

Для выяснения возможности проведения разрыва пласта через обсадную колонну проверим прочность колонны на внутреннее давление по формуле Ламэ.

Допустимое давление на устье скважины при закачке жидкости-песконосителя вязкостью м=250 спз будет

Р_у = D_н² - D_в² / D_н² + D_в² * у_тек / k + р_пл+h*p /10 - L* p/ 10 кгс/см², (2.5)

Р_у= 16.8²-14.4²/16.8²+14.4² *3200/1.5+200+89,6*0.95/10-2800*0.95/10 =

= 445 кгс/ см²

где D_н= 16.8 см - наружный диаметр обсадных труб; D_в=14.4 см - внутренний диаметр нижней части колонны труб; у_тек= 3200 кгс/ см² - предел текучести для стали марки С; k= 1.5 - запас прочности; h= потери напора на трение в обсадной колонне; p= 0.95 - относительная плотность жидкости разрыва; L= 2800 м - длина обсадной колонны.

Для принятого расхода 1300 м³/ сут (15 л/с) эти потери напора при глубине скважины 1750 м составляют 56 м ст. жидк., а для нашей скважины глубиной 2800 м будут

h= 56*2800/1750= 89,6 м ст. жидк.

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия будет

P_у = (Р_стр: k) - G / рD²_в: 4 кгс/ см² (2.6)

Р_у = (125:1.5 - 50) *1000 / 3.14*14.4²:4 = 204.7 кгс/ см²

где р_стр-125 тс - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали марки С; з=1.5 - запас прочности; G= 50 тс - усилие затяжки при обвязке обсадной колонны.

Возможное забойное давление при давлении на устье 204.7 кгс/см² составит

Р_заб = Р_у+Hp/10 - hp/10 (2.7)

Р_заб = 204.7 + 2800*0.95/10 -89,6*0.95/10 =384 кгс/см²

Давление на устье скважины будет

Р_у= Р_заб - Hp/10 + hp/10 (2.8)

Р_у = 384 - 2800*0.95/10 + 89,6*0.95/10 =182 кгс/ см²

Следовательно, давление на устье скважины (182 кгс/ см²) будет ниже допустимого для принятых труб из стали марки С при толщине стенки 12 мм трубы испытываются на внутреннее давление 185 кгс/см². Поэтому для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих жидкостей и для снижения общего давления разрыва гидравлический разрыв ведем непосредственно через колонну обсадных труб.

Количество жидкости разрыва не поддается точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По данным, объем жидкости разрыва колеблется в пределах 5 - 10 м³. Для данной скважины принимаем средний объем V_р=7.5 м³ нефти.

Количество жидкости - песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт проппанта и его концентрации. Общее же количество проппанта определяется суммарным объемом полученных вновь и расширенных естественных трещин плюс объем имеющихся в отдельных случаях каверн и пустот. Но эти объемы не поддаются заранее даже приближенному расчету, а потому нельзя определить расчетом и количество потребного проппанта.

По данным отечественной и зарубежной практики рекомендуется принимать количество закачиваемого проппанта 8-10 т и больше на одну скважину.

Концентрация проппанта С зависит от вязкости жидкости - песконосителя и темпа ее закачки. Рекомендуется принимать следующую концентрацию проппанта: для нефти вязкостью более 50 спз 150-300 г./л, а для загущенных нефтепродуктов вязкостью до 250 спз 300-500 г./л.

Принимаем С = 300 г./л или 0.3 т/м³.

При этом условии объем жидкости - песконосителя должен быть

V_{ж п} =G_п/ С (2.9)

V_{ж п} = 8.25/0.3= 27.5 м³

Оптимальная концентрация проппанта может быть определена на основании скорости падения зерен проппанта в рабочей жидкости по эмпирической формуле:

С= 4000/х, (2.10)

С= 4000/13= 308 кг/ м³

где С - концентрация проппанта в кг/м³; х - скорость падения зерен проппанта диаметром 0.8 мм в м/ч. Для вязкости жидкости - песконосителя 250 спз х= 13 м/ч. Следовательно, в объеме 26.7 м³ содержание проппанта составит

G_п= С* V_{ж п} (2.11)

G_п=308 *27.5 = 8470 кг или 8.47 т.

Объем жидкости - песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимом для продавливания проппанта в трещины. Закачка же жидкости при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

При закачке рабочей жидкости непосредственно по обсадной колонне можно за один прием ввести в пласт в несколько раз больше проппанта, чем при закачке ее через НКТ.

Чтобы на забое не осталось части проппанта, объем продавочной жидкости следует принимать на 20-30% больше, чем объем колонны, по которой закачивается проппант. Избыточный объем продавочной жидкости должен закачиваться в скважину при сниженном давлении во избежание оттеснения проппанта и смыкания трещин вблизи стенок скважины.

Необходимый объем продавочной жидкости

V_пр = рD²_в H 1.3/4 (2.12)

V_пр = 3.14 *0.15²/4 *2800*1.3 = 71.2 м³,

где D_в = 0.15 м - средний внутренний диаметр 168-мм колонны.

Общая продолжительность процесса гидроразрыва

t = V_р+ V_ж.п. + V_пр / Q (2.13)

t= 7.5 + 27.5 + 71.2 /1300 = 0.0817 сут = 2.36 ч,

где Q - суточный расход рабочей жидкости в м³.

Радиус горизонтальной трещины приближенно можно определить по эмпирической формуле:

r_т = с (Q v мt_p / к)^0.5 м, (2.14)

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления и характеристики горных пород, который для скважины глубиной 2000 м принимается равным 0.02; Q= 15 л/с = 900 л/мин - расход жидкости разрыва, µ= 50 спз - вязкость жидкости разрыва, t_р = 8.3 мин - время закачки жидкости разрыва, k = 0.05 Д - проницаемость пород;

r_t = 0.02 (900 * v 50 * 8.3/ 0.05)^0.5 = 5.7 м.

Проницаемость горизонтальной трещины определяется по формуле

k _т = 10⁸ щ² / 12, (2.15)

k _т = 10⁸ 0.1² / 12 = 83000 Д,

где щ - ширина трещины.

Проницаемость призабойной зоны будет

k_п.з = k_п h + k_т щ / h+ щ, (2.16)

k_п.з = 0.05* 10 + 83000 * 0.001 / 10 + 0.001 = 8.35Д

где k = 0.05 Д - проницаемость пласта; h= 10 м - эффективная мощность пласта; щ = 0.001 м.

Проницаемость всей дренажной системы

К_{д.с =} k_п k_пз lg R_k: r_c / к_пз lg R_k У r_т + к_п lg r_тУ r_c, (2.17)

где R_к - радиус контура питания скважины; r _c - 75 мм = 0.075 м - радиус забоя скважины; r_т = 5.7 м - радиус трещины;

k_дс = 0.05* 8.35 lg 250У 0.075/ 8.35 lg 250У 5.7 + 0.05 lg 5.7 У 0.075 = 0.11 Д

Как видно из этого расчета, при наличии только одной горизонтальной трещины шириной 0.1 см колоссально увеличивается проницаемость призабойной зоны и как бы в два раза повышается проницаемость всей дренажной системы пласта. В этих условиях весь приток идет практически по трещине.

Так как потери напора в трещине ничтожно малы, можно принять, что максимальный дебит скважины после ГРП с образованием в призабойной зоне горизонтальных или вертикальных трещин может быть найден по формуле Дюпюи:

Q= 2рkh Д p/ м ln R_kУ r_т; (2.18)

где Q - максимальный дебит в см³/ с; k = 0.11 Д - проницаемость пласта после ГРП; R_к = 250 м - радиус контура питания; r_т=5.7 м - радиус трещины;

Q= 2* 3.14 *0.11 * 1000 * 30 / 10 ln 250: 5.7 = 550 см³/ с = 47.5 м³/сут или 42.8 т / сут.

При ГРП с закачкой жидкости по обсадной колонне при давлении на устье 166 кгс / см² применяем цементировочные агрегаты ЦА - 320 М. Для принятого темпа закачки жидкостей необходимое число насосных агрегатов при одном резервном составит

n = q / q_аг + 1, (2.19)

где q_аг = 5.1 л/с - производительность одного агрегата на второй скорости при p = 182 кгс / см²;

n = 15 / 5.1 + 1 = 4 агрегата.

Для максимального снижения потерь напора во всасывающей части насоса при закачке весьма вязких жидкостей с проппантом и для получения номинальной производительности необходимо, чтобы на приеме насосных агрегатов был подпор в 1- 2 кгс /см².

Для вспомогательных работ и для закачки в скважину жидкости - песконосителя с проппантом применяем цементировочные агрегаты низкого давления.

Контроль за концентрацией песка в рабочей жидкости осуществляется специальными ареометрами, шкала которых показывает концентрацию проппанта в кг / м³.

Допустим для доставки к скважине рабочей жидкости применены автоцистерны 4-ЦР емкостью по 10 м³. В этом объеме рабочей жидкости может находиться во взвешенном состоянии 2-3 м³ песка в зависимости от вязкости жидкости. Эти автоцистерны имеют насосы производительностью 10-20 л/с с давлением на выкиде 3 кгс/ см², которые служат для заполнения цистерн и подачи жидкости в пескосмесительный агрегат.

Ожидаемый эффект от ГРП может быть определен по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины r_с после гидроразрыва принимается равным радиусу трещин r_т:

n= Q₂ У Q₁ = lg R _k У r _{c /} lg R _k У r _т, (2.20)

где Q₂ - дебит скважины после гидроразрыва; Q₁ - дебит скважины до гидроразрыва; R_к = 250 м - радиус контура питания; r_c = 75 мм = 0.075 м - радиус забоя скважины; r_т = 5.7 м - радиус трещины;

n= lg 250: 0.075 / lg 250: 5.7 = 2.17 (раза).

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным проппантом, происходят небольшие потери напора.

По окончании процесса гидроразрыва пласта скважину оставляют под давлением до момента падения его на устье скважины до нуля. После этого замеряют забой и уровень

Наблюдения за скважиной должны продолжаться в течении нескольких месяцев после гидроразрыва путем периодической проверки дебита, газового фактора и степени обводненности добываемой жидкости.

Подготовительные работы при ГРП

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием ее технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению процесса.

Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро - и мини-гидроразрывов.

В первую очередь к скважине доставляется все необходимое для подготовительных работ:

- агрегат А-50 для ремонта скважин;

- стеллажи для труб;

- устьевое и внутрискважинное оборудование;

- инструмент;

- емкости для технологических жидкостей и т.п.

При необходимости перед началом работ по ГРП производится замена жидкости в скважине, на которой запланировано проведение ГРП, скважина глушится и отключается от действующих трубопроводов.

Бригада КРС с помощью агрегата для ремонта скважин извлекает из скважины глубинно насосное оборудование, производит спуск насосно-компрессорных труб со скошенным концом (перо) и производит промывку скважины до забоя. Если предусмотрено проектом, специалисты производят дополнительное исследование.

Технология проведения ГРП

1. Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета проекта гидроразрыва пласта.

2. Составляется программа проведения гидроразрыва по результатам расчета на ЭВМ.

3. На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4. Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5. Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6. Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7. Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течение 10 мин.

8. При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9. После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается чистая загеленная жидкостиь разрыва (подушка до 450 м³).

10. За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 1200 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 200-300 тонн. проппанта.

11. Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12. Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13. Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14. В процессе гидроразрыва ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества проппанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по гидроразрыву с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП.

Оборудование используемое при ГРП

Организация гидроразрыва состоит в приготовлении соответствующих реагентов в качестве жидкости гидроразрыва и последующей закачки ее в продуктивную зону с низким расходом и под высоким давлением с тем, чтобы расклинить породу, образовать в результате трещину как результат гидравлического воздействия.

Прежде всего, чистая жидкость закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижение в пласте. После этого суспензия продолжает развивать трещину.

Подготовка жидкости ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, емкости с гелеобразной жидкостью, смесительный агрегат (блендер). При приготовлении гелеобразной жидкости для ГРП главное подготовить воду. Если в воде будут бактерии, то гель начнет распадаться и жидкость для ГРП испортится, что повлечет срыв ГРП. [3].

Обвязка системы имеет 1,5 - кратный запас прочности. Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП осуществляется через компьютерный центр. [1].

Для производства ГРП используется следующая техника:

1. УРАЛ-ЦА 320,

2. УРАЛ-4320 пожарная машина,

3. MERCEDES песковоз,

4. MERCEDES хим. фургон,

5. Пескосмесительный агрегат ЗПА на базе КРАЗ - 257,

6. КРАЗ - 257 насосная установка,

7. MERCEDES цементировочный агрегат,

8. MERCEDES трубовоз,

9. MERCEDES лаборатория,

10. УАЗ-3962 санитарный фургон,

11. К-700 вакуумная установка.

Рисунок 3-Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП и оборудования забоя скважины

Для осуществления ГРП применяются специальные насосные агрегаты (рисунок 2.3) в износостойком исполнении, смонтированные на шасси трехосных тяжелых грузовых машин КрАЗ-257 грузоподъемностью 10 - 12 т. В качестве привода к силовому насосу используется дизельный двигатель мощностью 588 кВт. Двигатель установлен на платформе и через коробку скоростей связан с приводным валом силового насоса. Для приготовления жидкости-песконосителя служат пескосмесительные агрегаты, иногда со сложными автоматическими дозирующими жидкость и песок устройствами. Обычный пескосмесительный агрегат ЗПА (рис. 2.5) представляет собой смонтированный на шасси тяжелого грузовика КрАЗ-257 бункер 5 с коническим дном. Бункер перегорожен продольной перегородкой для перевозки мелкого и крупного песка. Под дном бункера имеется два горизонтальных шнековых вала, приводимых во вращение тяговым двигателем через коробку отбора мощности.

Скорость вращения шнека можно изменять как путем переключения скоростей коробки передачи, так и изменением числа оборотов двигателя автомобиля.

Общая емкость бункера - 10 т песка. Горизонтальные шнеки подают песок из одного или другого отсека к наклонному шнеку 4 для подачи песка в смесительную камеру 3, расположенную позади кабины автомашины. Одновременно по трубопроводам в смесительную камеру подается жидкость-песко-носитель из автоцистерн. Смесительная камеры емкостью 0,5 м³ имеет три четырехлопастные мешалки с приводом от бензинового двигателя 2 (ГАЗ-51 мощностью 50 кВт), установленного также позади кабины.

Приготовленная песчано-жидкостная смесь центробежным песковым насосом 4ПС9 с приводом от бензинового двигателя (ГАЗ-51) 2 подается на прием главного насосного агрегата высокого давления. Песковой насос 4ПС9 развивает напор до 30 м при 1460 оборотах в минуту и имеет подачу при этом напоре 16,6 л/с (60 м³/ч).

Песковый насос и двигатель ГАЗ-51 расположены между кабиной водителя и бункером. В зарубежной практике получили распространение мощные агрегаты, служащие только для перевозки наполнителя и подачи его с помощью шнековых винтов ко второму специальному агрегату - смесителю, снабженному шнековыми винтами, насосом, подающим жидкость-песконоситель в смесительную камеру, и различными дополнительными механизмами, автоматизирующими дозировку жидкости и наполнителя в зависимости от установленной нормы (концентрации) и темпов закачки песконосителя в скважину. Бункерный агрегат и смесительная машина монтируются на шасси тяжелых грузовиков.

Автоцистерны. Для перевозки жидкостей, необходимых для ГРП, применяют автоцистерны различных конструкций. Автоцистерна ЦР-20 смонтирована на автоприцепе 4МЗАП-552, транспортируемом седельным тягачом КрАЗ-258.

1 - автомобиль КрАЗ-257; 2 - кабина управления; 3 - силовой агрегат; 4 - коробка скоростей; 5 - муфта сцепления; 6 - насосный агрегат; 7 - выкидной манифольд; 8 - соединительные трубы высокого давления.

Рисунок 4-Насосный агрегат для ГРП 4АН-700.

1 - центробежный насос 4ПС; 2 - силовой блок двигателя ГАЗ-51; 3 - смесительное устройство; 4 - наклонный шнек; 5 - бункер для песка; 6 - приемный трубопровод; 7 - раздаточный трубопровод; 8 - автомобиль КрАЗ-257.

Рисунок 5-Пескосмесительный агрегат ЗПА

На шасси прицепа кроме автоцистерны смонтированы вспомогательный двигатель ГАЗ-51, центробежный насос 8К-18 и трехплунжерный насос 1В. Насосы приводятся в действие через коробку скоростей и (редукторы от двигателя ГАЗ-51. Цистерна имеет емкость 17 м³ поплавковый указатель уровня и змеевик для подогрева жидкости от передвижной паровой установки (ПНУ) при работе в зимнее время. Трехплунжерный насос 1В, снабженный воздушным компенсатором, имеет подачу 13 л/с и наибольшее давление 1,5 МПа при 140 ходах в минуту. Обвязка насоса позволяет переключать его на заполнение цистерны, отбор жидкости из цистерны и перекачку жидкости потребителю из любой другой емкости. Время заполнения цистерны 22 мин. Центробежный насос 8К-18 имеет подачу 60 - 100 л/с (по воде), напор до 20 м и предназначен для подачи жидкости на пескосмесительный агрегат. Промышленностью выпускаются и другие автоцистерны.

Рисунок 6 - Арматура устья скважины 2АУ-700 для гидравлического разрыва пласта

1. Напорный коллектор из кованой стальной коробки с шестью отводами для присоединения шести насосных агрегатов, рассчитанный на давление 70 МПа. Коллектор имеет центральную трубу с датчиками давления, плотномера и расходомера, с дистанционной регистрацией показаний на станции контроля и управления процессом ГРП. На коллекторе также предусмотрено шесть пробковых кранов и шесть предохранительных клапанов. Напорный коллектор присоединяется к устью скважины с помощью двух линий высокого давления.

2. Распределительный коллектор, рассчитанный на давление 2,5 МПа, служит для распределения рабочих жидкостей между насосными агрегатами. Он имеет большое проходное сечение (100 мм), предусматривает возможность подключения десяти присоединительных линий и снабжен предохранительным клапаном на 2,5 МПа.

3. Комплект вспомогательных трубопроводов высокого давления и комплект быстросъемных шарнирных соединений.

4. Крановая арматура, резиновые шланги высокого давления, вспомогательное оборудование и инструмент для сборки, крепления, опрессовки и разборки соединительных манифольдов.

5. Арматура устья скважины (1АУ-700 или 2АУ-700), герметизирующая затрубное пространство и НКТ. Арматура 2АУ-700 (рис. 2.5) отличается от арматуры 1АУ-700 возможностью подключения ее к НКТ диаметром 73 и 89 мм, а также наличием гибких соединений двух боковых отводов. Верхняя трубная головка кроме двух отводов имеет в верхней части манометр с масляным разделителем.

Нижняя устьевая головка, рассчитанная на давление 32,0 МПа, имеет две подсоединительные линии с кранами, тройниками и быстросъемными соединениями для сообщения с кольцевым пространством скважины. Общая масса устьевой арматуры 2АУ-700 - 500 кг.

Для дистанционного контроля за процессом служит специальная станция контроля и управления на автомобиле, укомплектованная необходимой контрольно-измерительной и регистрирующей дистанционной аппаратурой, а также усилителями и громкоговорителями для звуковой и телефонной связи с отдельными агрегатами и исполнителями. Для соблюдения техники безопасности все агрегаты располагаются радиаторами от скважины, чтобы можно было беспрепятственно отъехать от нее при аварийной или пожарной опасности. Это особенно важно при использовании жидкостей на нефтяной основе.

Промывка скважины после ГРП

Как только ГРП завершено, все клапаны, задвижки арматуры скважины должны быть закрыты, и скважина передана бригаде КРС, которая затем преступает к работам по освоению скважины после ГРП:

- Произвести монтаж оборудования для обратной промывки;

- Произвести запись на выходе из скважины, ставить давление в емкости на поверхности, если это необходимо.

- Смонтировать подъемник КРС. Монтаж производить внешними канатами.

- Убедится, что давление в НКТ не превышает 45 атм.

- Отсоединить арматуру UHG? Поднять её для открытия перепускного клапана и уровнять давления.

- Демонтировать арматуру ГРП и смонтировать ПВО.

- Сорвать пакер и поднять из скважины несколько соединений НКТ перед промывкой.

Если после ГРП в трубах остался пропант, необходимо промыть подвеску ГРП, если её невозможно поднять из-за ограничений грузоподъемности труб НКТ.

В случае «стопа» или оставшегося пропанта в трубах: всегда поднимать НКТ из скважины. Подвеска постоянно должна подниматься, чтобы избежать попадания пропанта в верхнюю часть пакера из-за разности давления. Если давление превышает допустимое, стравить давление в скважине в емкости на поверхности или в эксплуатационную линию:

- Определить верх песчаной пробки в подвески ГРП;

- Приподнять колонну труб на одну трубу, промывочную головку с вертлюгом;

- Собрать нагнетательную линию от насоса агрегата до отвода на «столе-тройнике», обратную линию от блока долива до НКТ (предпочтительная обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

- Вызвать циркуляцию и осторожно достичь верха песчаной пробки;

- Признаком дохождения НКТ до пакера будет жесткая посадка стоп кольца на посадочное гнездо в пакере;

- Промыть скважину не мене двух объемов для отчистки зоны непосредственно под пакером, контролировать выход песка.

После завершения промывки, необходимо приступить к срыву пакера согласно технологии и произвести подъём НКТ с пакером:

- Поднять НКТ, уложить подъёмное оборудование и превентор;

- Приступить к срыву и подъему пакера.

Промывка ствола

Перед запуском скважины её необходимо промыть до искусственного забоя.

- Спустить необходимое количества НКТ-73 мм с пером-воронкой;

- Определить осторожно верх песка;

- Приподнять подвеску НКТ на одну трубу, установить промывочный сальник и вертлюг;

- Собрать нагнетательную обратную линию от насосного агрегата до затрубного пространства, обратную линию от НКТ до блока долива (предпочтительна обратная циркуляция для обеспечения большей скорости выноса песка на поверхность);

- Вызвать циркуляцию и начать промывку;

- Промыть скважину до искусственного забоя;

- Промыть скважину (два цикла после выхода песка). Убедиться, что скважина заглушена;

- Поднять подвеску НКТ.

Не следует наращивать следующую трубу, не дождавшись выхода песка на поверхность.

Зависимость эффективности ГРП от коллекторских свойств пласта

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти. За период с 2005 по 2008 годы гидроразрыв пласта произведен на шести добывающих скважинах. В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Так как ГРП производились сразу после бурения, мы можем сравнивать только разность притоков до ГРП и после дебит скважины. Исследование проводились на разведывательных скважинах, и приток колебался от 1,1 т/сут до 5 т/сут. Средний приток составляет 3,5 т/сут.

В связи с тем, что при ГРП было закачено много жидкости, а так же после работы КРС на данный момент анализ воды показывает, что это раствор глушения и раствор ГРП. Но и на первоначальном этапе видно, что качество ГРП, обводненность и дебит по скважинам, где проводилась интенсификация с помощью ГРП, зависит от коллекторских свойств пласта.

2.2 Анализ эффективности ГРП

ГРП является технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости, является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.

После разрыва пласта и закрепления трещины пропантом образуется двойная среда трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины.

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, пробуренных в пласт Ю₁ характеризуемый как малодебитный. Средний коэффициент продуктивности скважин для пласта Ю₁ составил около 3,75 м³/сут/МПа при нулевом скин-факторе, средней проницаемости 2,7 мД и средней мощности 19,7 м.

В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Исследование показали, что до проведения ГРП приток на 392Р составлял Q=1,1 м³/сут при пластовом давлении 28,4 МПа. После проведения ГРП приток составил 31,8 м³/сут по жидкости, по нефти составило 23,3 м³/сут и по воде 8,5 м³/сут при давлении 28,4 МПа.

Согласно данным, степень реализации потенциала, созданного после проведения ГРП, достаточно высок. Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, в условиях объекта Ю₁ Снежного месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита жидкости составляет в среднем 35 м³/сут., и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом.

Непродолжительный период эксплуатации после ГРП пока не позволяет сделать однозначных выводов. Однако, эксплуатация скважин со значительно высоким притоком по нефти, чем до интенсификации, позволяет извлечь больший объем углеводородов за срок жизни скважин, тем самым, способствуя увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Положительное влияние от проведения ГРП на дальнейшую эксплуатацию скважин в значительной мере зависит от степени сформированности системы воздействия на объект. В свою очередь, темпы и динамика обводнения зависят от направления геологического строения и структуре запасов, но и геометрии распространения трещин.

В связи с этим дальнейшее решение проблемы эффективной эксплуатации добывающих скважин и участков проведения ГРП работ по ГРП связано с исследовательскими работами по определению направления трещин и адаптации системы заводнения по отношению к ориентации зоны трещиноватости.

В результате проведения ГРП имеем значительное увеличение дебитов скважин, (относительно базового варианта, без ГРП). Необходимо отметить также, что область применения ГРП не ограничивается низкопродуктивными зонами, проведение ГРП также возможно в песчаных телах, не имеющих гидродинамической связи с зоной закачки.

В целом отмечается высокая продолжительность эффекта, обусловленная стабилизацией, как обводненности, так и дебитов жидкости. Для оценки прироста дебита жидкости и продолжительности эффекта после производства работ по интенсификации была построена динамика показателей эксплуатации скважин, в которых проводились работы, приведенная к одной дате начала проведения ГРП для избежание влияния временных факторов. Результаты показывают, что на объекте Ю₁ эффект от ГРП, достаточно стабилен и сохранение его не ограничивается анализируемым периодом.

В связи с тем, что ГРП проводят сразу после бурения берется базовый приток полученный при исследовании разведовательных скважи который коллеблится от 1,1 до 5 м³/сутки.

Чем ниже проницаемость, тем медленнее происходит процесс фильтрации, тем выше коэффициент падения дебита жидкости скважин в процессе эксплуатации.

Оценивая эффективность ГРП, следует отметить его положительное влияние на полноту вовлечения запасов нефти в разработку. Одним из основных параметров, определяющих объем извлекаемых запасов, является коэффициент охвата, учитывающий степень дренирования пластовой нефти (таб. 2).

Создание систем трещин в слабопроницаемых коллекторах, безусловно, увеличивает степень вскрытия и приведенный радиус скважин, создает дополнительно высокопроницаемые каналы, по которым осуществляется фильтрация. Это позволяет более эффективно эксплуатировать скважины в сложных геологических условиях, что в свою очередь приводит к увеличению текущего коэффициента нефтеизвлечения.

Массовое внедрение ГРП на объекте Ю₁ Снежного месторождения позволило увеличить приток скважин, вывести их на рентабельный уровень эксплуатации, в конечном итоге, обеспечить благоприятную динамику выработки запасов нефти.

3. Специальная часть. Скважинное оборудование применяемое при ГРП

Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению.

1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае:

а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов);

б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);

в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем).

2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае:

а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной;

б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом.

3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при:

а) гидроразрыве пласта;

б) поддержании пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

По способу посадки пакеры подразделяют на механические М, гидравлические Г и гидромеханические ГМ. Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ); оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.

Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера:

· упор на забой через хвостовик;

· переход диаметра обсадной колонны;

· шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь);

· шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении.

Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245 мм, для обсадных труб - 114273 мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и 70 МПа.

Различают следующие виды пакеров:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх.

ПН - тоже, направленного вниз;

ПД-то же, направленного как вниз, так и вверх.

Заякоривающие устройства (якорь) могут быть Г - гидравлические (по способу посадки); М - механические; ГМ - гидромеханические.

Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб.

3.1 Схема проведения ГРП без упора на забой

Рисунок 7 - Схема внутрискважинного оборудования применяемого при ГРП

Данная схема применяется для проведения ГРП в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром 140-178 мм.

Достоинством этой схемы является возможность после проведения операции произвести легкую распакеровку, а также повысить безопасность проведения ремонтных и аварийных работ.

Отличительной особенностью является то, что компоновка подземного оборудования устанавливается в скважине путем осевых перемещений (ПРО-ЯМ02-ЯП(М)) или вращениями колонны НКТ (ПРО-ЯМ2-ЯП(М)) на 1/4 оборота по часовой стрелке с одновременным перемещение вниз и разгрузкой веса инструмента на пакер.

3.2 Пакеры на 100 МПа с механической осевой установкой типов ПРО-ЯМО2-ЯГ1 (М)

Предназначены для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций. Данные пакеры производятся фирмой НПФ «Пакер»

Область применения:

- для проведения ГРП;

- для проведения опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности;

- для кислотной обработки пласта под давлением;

- для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций;

- для установки в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

К достоинствам относится:

- надежная герметизация эксплуатационной колонны при проведении работ, требующих создания высокого перепада давления на пакер;

- легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки;

- конструкция пакера проверена многолетним опытом успешного применения.

Конструктивные особенности:

- пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб - (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб;

- для удерживания пакера от перемещения вверх служит верхнее гидравлическое заякоривающее устройство, которое приводится в действие созданием внутритрубного давления;

- пакер выдерживает перепад давления до 100 МПа при температуре до 100 ⁰С, по отдельному заказу изготавливается на рабочую температуру до 150 ⁰ С;

- высокая ремонтопригодность.

3.3Клапан циркуляционный многократного действия типа КЦ-М

Предназначен для герметичного разобщения и сообщения затрубного пространства с внутренней полостью НКТ.

Область применения:

- в аварийных случаях с целью глушения скважины при совместном использовании с пакером;

- в составе с пакером при гидравлическом разрыве пласта, а также при

проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин.

К достоинствам относится:

- клапаны многократного действия за один спуск-подъем;

- проверен многолетним опытом успешного применения;

- высокая ремонтопригодность.

Конструктивные особенности:

- клапан выдерживает внутреннее давление 70 МПа при температуре до 100 ⁰С, по отдельному заказу изготавливается на рабочую температуру до 150 ⁰С;

- открытие клапана осуществляется путем создания давления в затрубном пространстве скважины, превышающим давление во внутренней полости клапана и НКТ.

4. Экономическая часть

4.1 Расчет основной заработной платы

На заданное количество основных и вспомогательных рабочих составляется ведомость по ниже представленной форме (Таблица 1)

Таблица 1 - Ведомость основных и вспомогательных рабочих

Заработную плату рабочих определяем по формуле:

Где:

- численность рабочих соответствующего разряда, чел.

- затраты времени рабочего соответствующего разряда на рабочий день, ч.

- часовая тарифная ставка рабочего соответствующего разряда, руб.

Расчет заработной платы рабочих сводим в таблицу 2:

Таблица 2 - расчет заработной платы рабочих

Рассчитываем сумму доплат, учитывающую размер премии по каждой категории работников по формуле:

Где:

- размер премии в% от прямой заработной платы (40%)

Сумма доплат мастеров:

руб.

руб.

Сумма доплат основных рабочих:

руб.

руб.

Сумма доплат вспомогательных рабочих (охранники и дизелисты)

руб.

руб.

Затем определяем заработную плату с учетом доплат (расчетную заработную плату - ) по формуле:

руб.

руб.

руб.

руб.

руб.

руб.

Определяем заработную плату с доплатой по районному коэффициенту к зарплате по формуле:

Где:

- районный коэффициент к заработной плате

Рассчитываем доплату за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях по формуле:

Где:

- размер доплаты в% от расчетной заработной платы за работу в районах Крайнего Севера и приравненных к ним местностях

Сумма основной заработной платы рабочих определяется по формуле

Расчет дополнительной заработной платы

Дополнительная заработная плата рассчитывается по формуле:

Где:

- основная заработная плата, руб.

- размер дополнительной заработной платы в % к основной за работной плате, %(Д=11%)

Расчет отчислений на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды определяется в% от суммы основной и дополнительной заработной платы по формуле:

Где:

- размер отчислений на социальные нужды от суммы основной и дополнительной заработной платы, % ()

Заключение

месторождение пласт гидравлический

Снежное нефтяное месторождение разрабатывается с 2005 г. и к настоящему времени находится на первой стадии разработки.

Эксплуатационные объекты характеризуются послойной и зональной неоднородностью строения; неизбежная опережающая выработка запасов, приуроченных к интервалам с наибольшей проницаемостью, ведет к соответствующему изменению структуры запасов нефти.

На Снежном месторождении работы по повышению интенсификации притока ведутся с момента разработки. Перечень наиболее распространенных включает: гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных скважин и кислотная обработка ПЗП.

Самым массовым методом, применяемым по плану разработки на месторождении, является гидроразрыв пласта. ГРП на месторождении проводится с 2005 г., его результаты показывают большую эффективность операций. Непосредственно после ГРП притоки жидкости увеличивались преимущественно в четыре раза. Как показывают промысловые исследования в скважинах, гидроразрыв пласта увеличивает охват воздействием. В связи с высокозатратностью ГРП в настоящее время сделано только 9% ГРП от плана разработки. Фирмой было закуплено оборудование для ГРП, что обеспечит экономию средств на работы по интенсификации скважин пласта Ю₁.

Список литературы

1. Бухаленко Е.И., Вергинова В.В. Нефтепромысловое оборудование. М.: Изд-во Искра, 2000 г. - 421 с.

2. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика повышения нефтеотдачи.-М.:Недра, 2000 г.-с. 18-21.

3. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов западной Сибири: Изд-во ТПУ, 2006.-166 с.

4. Кучумов А.И., Зенкиев М.Я. Диагностирование эффективности ГРП в условиях Западной Сибири. - Мегион: Изд-во Мегион_Экспресс 2002 г. - 432 с.

5. Молодых П.В. Отчет пробной эксплуатации Майского месторождения. 2007 г. - 397 с.

6. Отчеты по ГРП ЗАО СП МеКаМинефть - Мегион. Изд-во Мегион_Экспресс, 2007 г. -110 с.

7. Показатели текущего состояния разработки Майского месторождения. 2005-2007 гг. и первый квартал 2008 г.

8. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи пластов. - М., Недра, 2001 г. - 308 с.

9. Усачев П.М. Константинов С.В. и др. «Инструкция по технологии глубоко проникающего гидравлического разрыва пласта» - Москва, 2003 год.

10. Материалы преддипломной практики.

11. Интернет ресурсы.