Хотя жидкости на нефтяной основе были намного усовершенствованы, большинство последних технических новшеств были введены в технологии производства жидкостей на основе, частично благодаря признанию, что водоосновные жидкости применяются в большинстве ГРП.

Полученный в 70 годах, гидроксипропил стал самым используемым загустителем для ГРП с водой, как основой. Гидроксипропил получается взаимодействием оксида пропилена с малекулами кизельгура, создавая более температуроустойчивый, немного более вязкий полимер. Он был получен преимущественно для уменьшения остатка, получаемого из кизельгура и для достижения большей температурной устойчивости.

Остаток после понижения определённого загущаемого полимера определяется как нерастворимый материал, остающийся после полного понижения полимера. Кизельгуровые продукты отличают в остатках от 8 до12%. Карбоксиметил имеет остаток 1 -4%.

Критерии, по которым скважина исключается из списка кандидатов для проведения ГРП:

Оценивается качество сцепления цементного камня с колонной, между пластами должно быть не менее 4 метров со сплошным сцеплением, не менее 5 -6 метров с частичным. В интервале между пакером и кровлей пласта пласта не менее 4 метров сплошного сцепления.

Инклинометрия

Определяется форма ствола скважины. Проверить значения угла, азимута и интенсивности набора кривизны от устья до верха перфорации. Рассчитать вертикальную глубину кровли пласта, подошвы, средней точки перфорации.

Локатор муфт

Определить место посадки пакера, ориентировочно на 20 метров выше верха перфорации, при этом участок колонны, имеющий хорошее сцепление цемента, между кровлей пласта и пакером должен быть не менее 4метра. Определить количество перфорационных отверстий и оценить необходимость уплотнения перфорации. Смотри таблицу.

5.1 Гидравлический разрыв пласта на приразломном

месторождении

Гидравлический разрыв пластов- одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин , при изоляции пластовых вод и т. д.

Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширения имеющихся скважин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются новые или открываются или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров. Гидродинамическую эффективность метода и максимальное увеличение дебита скважины в результате гидроразрыва пластов можно оценить, исходя из следующего.

Тещины, по сравнению с пористой средой нефтяных коллекторов, обладают более высокой пропускной способностью, поэтому можно допустить, что проницаемость призабойной зоны в радиусе трещины после разрыва стала бесконечно большой. Тогда приток к такой скважине можно рассчитывать, принимая ее радиус равным радиусу трещины.

Промысловая практика показывает, что дебеты скважин после гидро разрыва увеличиваются иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины, по видимому соединяются с существовавшими ранее, и приток к скважине происходит еще и из ранее изолированных высокопродуктивных зон.

Механизм образования трещин при разрыве пласта фильтрующейся в пласт жидкостью следующей. Под давлением, создаваемым в скважине насосными агрегатами, жидкость разрыва фильтруется в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так ка в более проницаемых пропластках, давление больше, чем в малопроницаемых или практически не проницаемых. В результате на кровлю и подошву проницаемого пласта начинают действовать некоторые силы, выше лежащие породы подвергаются деформации и на границах пропластков образуются горизонтальные трещины.

При разрыве не фильтрующейся жидкостью механизм разрыва пласта становится аналогичным механизму разрыва толстостенных сосудов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрующейся жидкостью давление разрыва обычно значительно меньше, чем при разрыве нефильтрующимися жидкостями, так как в последнем случае механизм разрыва пород сходен с механизмом разрыва толстостенного сосуда. Фильтрующаяся жидкость, приникшая в пласт в следствии большой площади контакта с породой, Передаёт на неё большие усилия, достаточные для разрыва при давлениях, значительно меньших, чем необходимо для разрушения пласта нефильтрующейся жидкостью.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости и, в частности от ее вязкости. Чтобы давление разрыва было наименьшим, нужно, чтобы она была фильтрующейся.

Повышение вязкости так же, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, осуществляется введением в них соответствующих добавок. Такими загустителями для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов, соли органических кислот, восокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон и другие отходы нефтепереработки).

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные и нефте-кислотные эмульсии, применяемые при разрыве карбонатных коллекторов, и водно- нефтяные эмульсии. Эти жидкости и используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей- песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

Применение жидкостей разрыва и жидкостей- песконосителей на углеводородной основе для разрыва пластов в водонагнетательных скважинах может привести к ухудшению проницаемости пород для воды вследствии образования смесей воды с углеводородами. Во избежании этого явления пласты в водонагнетательных скважинах разрывают загущенной водой. Для загущения применяют сульфид-спиртовую борду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде.

Песок, предназначенный для заполнения трещин, должен удовлетворять следующим требованиям: 1) образовывать прочные песчаные подушки и не разрушаться под давлением; 2)сохранять высокую проницаемость под действием внешнего давления.

Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу песок, обладающий высокой механической прочностью. Наибольшее применение получили чистые кварцевые пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленных естественной малой проницаемостью пород, или скважины , фильтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования на приток и данные о поглотительной способности скважины до и после разрыва дают возможность судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва. судить об изменениях проницаемости пород призабойной зоны после разрыва. Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и прмывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства призабойной зоны. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной обработке скважины соляной или глинокислотой (смесь соляной и плавиковой), поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими пропластками являются наиболее проницаемые участки разреза, которые после вскрытия пласта при бурении на глинистом растворе становятся иногда мало проницаемыми для жидкости разрыва. После предварительной кислотной обработки улучшаются фильтрационные свойства таких пластов и создаются благоприятные условия для образования трещин.

В промытую очищенную скважину спускают насосные трубы диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва падает на забой. При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливается пакер. Чтобы он не сдвигался по колонне при повышенном давлении на трубах рекомендуется устанавливать гидравлический якорь. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне, кольцевые грани на торце поршеньков врезаясь в колону, оказывают тем большое тормозящее действие, чем выше давление. Имеются якоря и других типов.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей.

Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель. Наибольший эффект дает закачка жидкости песконосителя при больших скоростях и высоких давлениях нагнетания, так как при этом шире открываются образовавшиеся трещины. Жидкость-песконоситель прдавливают в пласт в объеме труб путем нагнетания в скважену продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть для нефтяных скважин и воду- для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не спадет. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению.

Кроме описанной схемы гидроразрыва, в зависимости от условий проведения процесса и его назначения применяют другие технологические схемы.

В неглубоких скважинах разрыв пласта можно проводить без спуска насосно-компресорных труб или с трубами но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, а во втором как по трубам, так и по кольцевому пространству. При такой технологии можно значительно уменьшить потери давления в скважине при нагнетании очень вязкой жидкости. Для улучшения условий притока можно применять и многократный разрыв пласта.

Сущность его заключается в том, что в пласте на разных глубинах создают несколько трещин и таким образом, существенно увеличивают проницаемость пород призабойной зоны в скважинах.

Весьма важным вопросом при проведении гидроразрыва, требующем особого внимания и, является определение местоположения и характера образующихся трещин. Эта задача успешно решается методами радиоактивного каротожа, проводимого после введения в трещину смеси обычного и радиоактивного песка. Активацию песка осуществляют адсорбцией и закреплением на его поверхности радиоактивных веществ. Адсорбированный активный компонент можно закрепить путем покрытия песчинок нерастворимыми в воде и нефти клеящими веществами. На кривых гаммакаротожа в интервале образования трещин имеются четкие аномалии радиоактивности.

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения её производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. ФАРРИСОМ из компании « Stanolind Oil & Gas Corp. » . Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми встречаются при задавливании цемента , воды и нефти в пласт . В 1947 году « Stanolind » ( в настоящее время компания « АМОКО ПРОДАКШН КОРП. » ) осуществила первый экспериментальный гидроразрыв в скважине № 1 месторождения Клеппер в Грант Каунти , штат Канзас , США .

На нефтяных месторождениях АО « ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ » технология гидроразрыва пласта стала внедряться с 1988 года ( впервые в Западной Сибири ) и к настоящему времени имеет стабильный эффект , приобретая большое распространение и на других предприятиях региона . В целом по Западной Сибири гидроразрыв пласта охватывает более 80-ти пластов почти 50-ти месторождений .

Наибольших успехов в проведении гидроразрыва пласта достигнуто на месторождениях АО « ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ » , где на 18-ти месторождениях , к 2007 году , выполнено более 1100 операций по гидроразрыву пласта ( всего по Западной Сибири - более 1800 операций ) .

5.1.1 Технология проведения гидравлического разрыва пласта

При снижении дебита добывающих скважин, а так же приёмистости нагнетательных скважин производят гидравлический разрыв пласта. До проведения гидроразрыва в добывающих скважинах определяют поглотительную способность пластов . В скважину закачивают нефть и насосным агрегатом поднимают на устье давление до тех пор , пока пласт не начнёт поглощать жидкость . Замеряют расход жидкости при постоянном давлении в течение 10 - 30 минут , затем увеличивают давление нагнетания на

2 - 3 МПа и вновь замеряют расход жидкости . Конечное давление при этом исследовании должно быть максимально возможным .

По данным исследования приёмистости пласта строят кривую в координатах давление - приёмистость скважины. Пользуясь кривой , можно найти количество жидкости , необходимое для проведения операции гидравлического разрыва пласта , и давление , при котором будет происходить операция . За давление разрыва пласта условно принимают давление , при котором приёмистость пласта возрастает в 3 - 4 раза по сравнению с первоначальным замером .

Затем скважину промывают, в отдельных случаях делают кислотную обработку, а так же производят дополнительную перфорацию пласта , что способствует снижению давления разрыва пород и повышению эффективности операции по гидроразрыву пла ста .

Чаще всего гидроразрыв пласта производят через спущенные насосоно-компрессорные трубы ( НКТ ) диаметром от 73 мм до 114 мм . Для предотвращения воздействия на эксплуатационную колонну высоких давлений над фильтром устанавливают самоуплотняющийся пакер . Чтобы пакер не смещался вверх под действием давления , над ним устанавливают якорь . Якорь работает следующим образом : под действием давления в НКТ резиновая трубка выдвигает из корпуса якоря плашки , которые своей насечкой врезаются в тело обсадной колонны обеспечивая надёжную фиксацию пакера . Операция гидравлического разрыва пласта состоит из трёх этапов :

I - закачка в пласт жидкости разрыва

и образование трещин ;

II - закачка в пласт жидкости - песконосителя ;

После разрыва пласта переходят ко второму этапу - закачке в скважину жидкости - песконосителя при большом её расходе и высоком давлении нагнетания . После окончания закачки расчётного объёма жидкости - песконосителя её продавливают в пласт с максимальной скоростью при максимально возможном давлении нагнетания . Объём продавочной жидкости должен быть равен вместимости НКТ , через которые протекают все три этапа гидрораз-рыва . После продавки песка в пласт устье скважины закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор , пока избыточное давление на устье не упадёт до нуля . После этого скважину промывают для удаления песка , оставшегося в обсадной колонне , и приступают к её освоению .

Технология гидроразрыва продуктивных пластов , залегаю-щих на глубинах более 2800 м , несколько отличается от описанной выше . В связи с повышенной величиной давления гидроразрыва , а так же при выполнении других операций на пакер создают противодавление в затрубном пространстве . Для этой цели используют вспомогательные агрегаты , подключенные к затрубному пространству .

5.1.2 Жидкость разрыва

В настоящее время как в зарубежной так и в отечественной практике гидроразрыва пласта уделяется большое внимание технологическим жидкостям , свойства которых в значительной степени определяют динамику роста трещины , перемещение и распределение в ней закрепителя . От правильного выбора жидкости во многом зависит конечная эффективно закреплённая длина трещины , её проводимость , а так же стоимость обработки. Современный уровень физической химии , химии полимеров и производства химических реагентов позволил специалистам разработать набор жидкостей и добавок ( присадок ) к ним практически для всех возможных геолого-промысловых условий .

При выборе жидкости принимают во внимание следующие характеристики :

- пластовая температура и продолжительность нахождения

жидкости в трещине ;

- объём и темп закачки ;

- литологический тип коллектора ;

- фильтрационные характеристики пласта , определяющие

степень инфильтрации ;

- чувствительность породы пласта к жидкости ;

- пластовое давление ;

- давление закачки с учётом возможных потерь давления

на трение в трубах ;

- тип и количество закачиваемого закрепителя : очистка

трещины от жидкости после завершения операций ;

- приготовление жидкости , её хранение и стоимость .

В качестве основы для жидкостей применяют воду , нефть

или продукты переработки нефти (дизельное топливо) . В дополнение к основным жидкостям создано большое количество присадок , выполняющих различные функции : структурообразующие и вызывающие деструкцию , снижающие инфильтрацию , понижающие трение , термостабилизаторы , поверхностно-активные вещества , эмульгаторы и деэмульгаторы , глиностабилизаторы , буферы , пено-образующие и пеноразрушающие , управляющие водоблокировкой , управляющие кислотностью , контролирующие рост бактерий .

В процессе гидроразрыва пласта часть жидкости может отфильтровываться через стенки трещины в матрицу и микротрещины коллектора, то есть происходит процесс инфильтрации . Значительная инфильтрация жидкости приводит к уменьшению протяженности закреплённой части трещины и удорожанию процесса гидроразрыва . Инфильтрация зависит от ряда факторов :

- типа и количества гелеобразующего полимера ,

а так же добавок , снижающих инфильтрацию ;

- проницаемости и пористости породы коллектора ;

- фильтруемости и сжимаемости пластовой жидкости ;

- вязкости и термостабильности жидкости разрыва ;

- температуры пласта ( жидкости ) ;

- характера трещиноватости пласта ;

В зарубежной практике степень инфильтрации оценивается двумя характеристиками: SPURT LOSS ( утечкой ) и FLUID LOSS COEFFICIENT ( коэффициентом инфильтрации ). Утечка характе-ризует мгновенные потери жидкости в первый момент соприкосновения со стенками трещины, коэффициент инфильтрации характеризуется потерями в результате длительного фильтрования жидкости через стенки трещины .

Фирмой « Frackmaster » ( см. приложения № 3, «Исполнители работ» ) в качестве жидкости разрыва использовалось дизельное топливо ОС-4 . В качестве добавок к жидкости разрыва служили :

1. Жидкие добавки :

- гелеобразующие вещества - « gellant » и « aktivator » ;

- поверхностно-активные вещества - « surfactant » ;

2. Твёрдая добавка - « breaber » ;

5.1.3 Материалы для закрепления трещин

Одним из важнейших вопросов гидроразрыва пласта является крепление создаваемой трещины соответствующим зернистым материалом - закрепителем . Крепление трещин во многом определяет успешность конечного результата - создания высо-копроводящего фильтрационного канала , устойчивого во времени к действию горного давления и других физико-химических факторов воздействия продуктивного пласта .

Эффективность крепления трещины определяется её проводимостью и эффективной площадью ( длиной и высотой закреплённой части трещины ). Проводимость зависит от взаимосвязанных факторов : типа , размера и однородности закрепителя , степени его вдавливаемости в стенки трещин , деформации и разрушения зёрен закрепителя , его качества и размещения в трещине .

В настоящее время наиболее широко применяют фракционированный кварцевый песок , распространённый в природе и обладающий низкой себестоимостью производства на его основе высококачественных закрепителей , которые могут обеспечить высокую проводимость трещины гидроразрыва в широком диапазоне пластовых условий .

Прочность песка определяют по массе разрушаемых зёрен при одноосном сжатии . Для фракции 0,8-0,4 мм тестовое давление сжатия принято 28 МПа , при этом допускается разрушение не более 14 % песка .

Кроме кварцевого песка в качестве закрепителя используют и другие материалы . Это , в первую очередь , спеченый боксит ( окись алюминия ). Он обладает значительно большей прочностью по сравнению с обычным песком и применяется главным образом в глубокозалегающих пластах . Существенными недостатками спеченного боксита являются : более высокая плотность , затрудняющая его транспортирование в глубь трещин и высокая ( на порядок и больше ) стоимость его производства .

Аналогичным по прочности спеченному бокситу закрепителем является окись циркония . Такие закрепители , как окатанная ореховая скорлупа , пластмассы и другие легко деформируемые материалы практически не применяются из-за малой плотности и значительной деформируемости , затрудняющих перекачку и транспортирование их по трещине .

Так фирма « Frackmaster » , в большинстве операций по гидроразрыву пласта , в качестве закрепителя использовала кварцевый песок - « carbolite » , с концентрацией ( масса закрепителя на единицу объёма трещины ) которого в жидкости-носителе изменялась от 100 до 1000 кг/ куб. м .

5.1.4 Геометрия трещин

Для определения результатов и эффективности гидроразрыва пласта необходимо знать интервалы , в которых образовались трещины . В настоящее время существует несколько способов определения местоположения трещин , образовавшихся при гидроразрыве .

Один из них заключается в выявлении устья трещины путём ввода в неё какого-нибудь индикатора , хорошо улавливаемого приборами . В качестве индикаторов применяются радиоактивный песок, радиоактивные шарики или радиоактивная жидкость .

Второй способ заключается в том , что определяется интервал , в котором произошло изменение приёмистости или продуктивности скважины.

Определить устье трещины и интервал , в котором произошло изменение дебита в эксплуатационных скважинах , так же можно и рядом других методов . Однако , как показал анализ всех методов определения местоположения устья трещины и интервал , в котором произошло изменение продуктивности и приёмистости скважины , они не всегда дают точную характеристику , несовершенны , а многие из них дорогостоящие и опасные .

Динамика горообразовательных процессов , складчатое строение пласта и , в связи с этим , его неравномерная нагруженность по площади дают основание считать наиболее вероятной формой развития трещин при гидроразрыве - рукавообразную форму , ориентированную в плоскости пласта в том направлении , в котором порода менее нагружена , более разрыхлена действием процессов старения , тектонических и фильтрационных сил .

Согласно гипотезе академика С.А. Христиановича , снижение давления в ограниченной области вокруг ствола скважины происходит в процессе бурения , когда выше- и нижележащие глинистые пласты , практически деформируясь в ствол скважины , снижают горное давление на продуктивный пласт . После цементажа эксплуатационной колонны эти процессы прекращаются .

В процессе эксплуатации скважины, всегда вместе с жидкостью из пласта выносится и твёрдая фаза , представленная мелкими песчаниками и разрушенным цементирующим материалом . Этот вынос породы изнутри самого пласта, существенно снижает его напряжённое состояние : пласт становится более рыхлым вокруг ствола скважины и часто, разрушаясь , даёт песчаные пробки . По этому другим решающим фактором , вызывающим снижение горного давления вокруг ствола скважины , являются процессы старения пласта .

Таким образом , можно сделать вывод , что наиболее вероятной формой развития трещин , форма рукавов ориентированных в том направлении , откуда больше отобрано твёрдой фазы и жидкости . В первом приближении - это направление к скважинам с наибольшей проницаемостью

5.2 Обоснование применения гидравлического разрыва пласта на

приразломном месторождении

Как видно из таблицы № 3.2(б) большую часть дополнительно добытой нефти ( по НГДУ ) получили после проведения ГРП , несмотря на то что скважиноопераций было проведено намного меньше, чем , к примеру, по проведению физико-химических методов интенсификации добычи нефти. Однако для полного обоснования применения ГРП на Приразломном месторождении необходимо произвести расчеты технико-экономических показателей и основных параметров процесса , а затем произвести анализ полученных результатов и сделать определенные выводы, которые ясно показывали бы о рентабельности или наоборот о неэффективности применения данного метода интенсификации на месторождении. К обоснованию применения ГРП на Приразломном месторождении предлагаются следующие виды расчетов :

- расчет основных параметров гидравлического разрыва

пласта ;

- расчет эффективной длины трещины ;

- анализ технологической эффективности ГРП ;

5.2.1 Расчет основных характеристик гидравлического разрыва

пласта

Рассчитаем основные характеристики ГРП в добывающей скважине № 856 . Для расчета используем исходные данные , приведенные в ТАБЛИЦЕ № 5.1.

ТАБЛИЦА № 5.1

Известно так же , что в качестве жидкости разрыва и песконосителя применяется амбарная нефть с плотностью 930 кг/м³ и вязкостью 0,275 Па ^. с. Предполагается закачка в скважину Qп (песка) 5 тонн диаметром зерен 1 мм . Принимаем темп закачки Q = = 0,012 м³/с . Под закачку используют агрегат 4АН - 700 .

Имея исходные данные можно приступить к расчету :

1. Рассчитаем вертикальную составляющие горного давления :

2. Принимая = 0,3 рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления :

3. Зная составляющие горного давления рассчитаем забойное давление разрыва :

4.Определим объемную концентрацию песка в смеси , где С_п

концентрация песка в 1 м³ жидкости :

5. Рассчитаем плотность жидкости - песконосителя с песком :

6. Рассчитаем вязкость жидкости - песконосителя с песком :