Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки объекта, что в свою очередь сдерживается недостаточными для начального периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем результатов ГРП.

Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода(Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983 г.):

- практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;

- в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;

- трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;

- для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины - вертикальная;

- показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному.

Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах

пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП.

Значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.

К жидкости разрыва предъявляются сложные требования.

Это: минимальная фильтрация в пласт ; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д..

В отечественной практике исследовательские работы в области гидравлического разрыва были начаты в УфНИИ в 1948 г. На промыслах Татарии этот метод стал применятся в 1954 г. и до 1957 г. носил исключительно экспериментальный характер.

Этот период (1954-1957 г.г.) характеризовался применением для ГРП маломощной техники и несовершенной технологии, вследствие чего процесс ГРП производился при небольших темпах нагнетания и невысоких давлениях разрыва, а трещины закреплялись небольшим количеством песка мелких фракций, который разрушался при высоких пластовых нагрузках.

В последствии (1962 г.) были начаты работы по определению величины раскрытия трещин при ГРП, которые показали, что эта величина достигает 5 мм и более. Закрепление таких трещин в открытом состоянии с сохранением их максимальной проницаемости возможно только путем применения песка более крупных фракций.

В период с 1958 г. по 1961 г. для ГРП применялась более совершенная техника, в результате повысились расходы жидкости и давление закачки, что позволило увеличить объем закачиваемого песка. Это особенно характерно для 1959 г., когда каждое применение ГРП стало эффективным. Среднесуточный прирост нефти на одну скважину составлял в среднем 27 т. Большинство выбранных для ГРП эксплутационных скважин относилось к зонам повышенных пластовых давлений, почти равных средневзвешенным по площади.

В 1960 г. - 1961 г. для ГРП были выбраны эксплуатационные скважины со значительно сниженными (на 17-26 атм.) пластовыми давлениями. Кроме того, несколько снизились темпы закачки, давление нагнетания и количество закачиваемого песка (с 7 до 4,5 т), что снизило эффективность ГРП до 40-50% и уменьшило среднесуточный прирост нефти на одну скважину с 27 до 9,6 т.

В 1960 г. в пяти эксплутационных скважинах был произведен поинтервальный ГРП. В четырех из них получен положительный эффект. Это указывает на то, что увеличение эффективности ГРП в эксплуатационных скважинах может быть достигнуто путем передачи процессу разрыва направленности. Продолжительность эффекта ГРП а эксплуатационных скважинах различна и зависит от геологической характеристики пласта, а также особенностей его залегания в продуктивном горизонте. Исследования показали, что продолжительность эффекта не зависит от количества песка, закаченного в пласт.

За последние годы проведено значительное количество ГРП на месторождениях Западной Сибири. Наибольшее количество проведенных ГРП приходится на месторождения Юганского района, а также Повховское и Самотлорское месторождения.

Среди общих выводов о применении метода на месторождениях Западной Сибири можно отметить следующее:

- наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;

- наличие ВНЗ существенно снижает эффект применение метода;

- в монолитных коллекторах вблизи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;

- в большой части высокообводненных скважин, прерывистых коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;

- по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.

Большое внимание в последних работах по анализу ГРП уделяется расчету базовой добыче нефти и расщеплению дополнительной добычи по направлениям от интенсификации притока и увеличения КИН. Предпочтение отдается методам характеристик обводнения. Отмечаются следующие ограничения применимости этих методов - низкая обводненность продукции и продолжительный простой скважин перед обработкой. Есть работы по расчету эффективности на более сложных моделях, учитывающих геологическое строение пласта и трехмерность фильтрации, однако результаты таких работ вызывают серьезные сомнения в виду того, что для корректных расчетов требуется знание основных параметров геометрии трещины.

Моделирование распространения трещины - сложная математическая задача. Она включает в себя решение различных типов уравнений (эллиптических, параболических) и имеет движущуюся границу. Первая модель имитации движения горизонтальной трещины была разработана отечественными специалистами (Христианович, Желтов в 1955 г.) и потом дополнена Баренблатом в 1962 году. В 1961 г. Перкинсоном и Керном была создана вторая модель движения трещины. Обе модели описывают двумерную трещину. В настоящее время многие зарубежные фирмы используют трехмерные решения.

3.2 Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части.

Наземное оборудование:

- установки подъемные;

- насосные установки;

- пескосмесительные установки;

- автоцистерны;

- блок манифольдов;

- станция контроля;

- устьевая арматура.

Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций,связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.

Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.

Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано - жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.

Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.

Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.

Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.

Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП.

Подземное оборудование :

- насосно - компрессорные трубы;

- пакер.

Насосно - компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости

разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.

Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта.

3.3 Состав комплекса специальной техники, применяемой СП “Катконефть”

На Тевлино-Русскинском месторождении ТПП “Когалымнефтегаз” гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско - Германским предприятием “Катконефть”. Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси “Мерседес - Бенц” и предназначено для работы в жестких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от -30 до +50*С.

Комплект оборудования для производства ГРП СП « Катконефть»:

1. Блендер МС-60

Блендер МС-60 -- передвижной агрегат, предназначенный для предварительного приготовления технологических жидкостей в резервуарах и последующей их подачи через систему манифольда на прием насосных агрегатов. Благодаря тщательно продуманной системе компьютерного управления агрегат способен обеспечить высокое качество смешивания жидкостей, проппанта и химикатов. Блок управления блендера обеспечивает соблюдение заданного уровня жидкости в смесителе, автоматический контроль подачи проппанта и автоматический контроль подачи сухих и жидких химикатов.Силовой двигатель -- ходовой дизель Мерседес-Бенц мощностью 380 л. с. с гидравлической системой передачи мощности.Максимальная подача смеси -- 8 мЗ/мин при давлении 4 атм. Возможность рециркуляции жидкости через резервуары при загеливании жидкостей разрыва.Турбинные расходомеры по жидкости и смеси. Радиоактивный плотномер смеси.Две системы подачи жидких химикатов и две системы подачи сухих химикатов -- управление бортовым компьютером или оператором.Два шнека проппанта с общей подачей до 8 тн/мин - управление бортовым компьютером или оператором.

Контролируемые параметры - расход на приеме и выкиде, расход сухих и жидких химикатов, расход проппанта, плотность смеси на выкиде, давление на приеме и выкиде, параметры силовой установки.

2. Насосный агрегат FS-2251

Передвижной насосный агрегат предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении. Трехплунжерный пятидюймовый насос 8РМ приводится в действие через автоматическую трансмиссию А^^I80N двигателем ОЕТК01Т 01Е8ЕЬ.Силовая установка -- двухтактный дизель 16У149Т1В, номинальная мощность -- 2250 л. с, при 2050 об/мин. Водяное охлаждение, запуск от двигателя шасси.Насос 8РМ модель Т1У8 2000 -- трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность - 2000 л. с., принудительная смазка плунжеров.

Максимальное рабочее давление - 800 атм. при подаче 0.77 мЗ/мин.

Максимальное давление - 1050 атм.

Максимальная подача --2,5 мЗ/мин.

Полностью дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления.Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск дизеля. Схема расстановки оборудования (см. приложение А.)

3.4 Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП

При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности

“K”,”E”,”Л”,”M”,”P”, по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ.

Для разобщения фильтровой зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.

Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование для проведения необходимых технологических операций при освоении и эксплуатации.

Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакера.

В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования:

пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый “рабочим давлением”;

пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.

В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:

ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;

ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;

ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.

Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь).

Якори - это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якоря. Якоря в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.

Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, 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 труб. Для проведения ГРП в СП “Катконефть” применяют пакер фирмы SITE модель“Omega Matic”, спускаемый в скважину на НКТ 3”.

На плакате показан пакер применяемый при ГРП - модель“Omega Matic”.

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Рисунок 3.1 - Пакер фирмы SITE-модель “Omega Matic”

3.5 Материалы для проведения ГРП

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования:

Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах могут применяться жидкости с углеводородной основой, в нагнетательных - с водной.

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков.

Рабочие жидкости для ГРП не должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочная жидкость.

а) Жидкость разрыва - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

б) Жидкость - песконоситель - используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

в) Продавочная жидкость - применяется для продавки из насосно - компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Для гидроразрыва пластов на Тевлино-Русскинском месторождении рабочей жидкостью является товарная нефть, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 мі. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт - 6-8 л/мі; САТ-НС-Act активатор - 4-5 л/мі; брейкер HGA-B - 1,2 кг/мі. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/смі, рН = 7, вязкость 150-350 кПа*с.

Для закрепления трещин в раскрытом состояние широко применяются кварцевые пески с размером зерен 0,4 - 1,2 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Если поступление песка в трещины затрудняется, следует увеличить темп закачки жидкости или повышать ее вязкость. Применяемые на практике концентрации песка в жидкости - песконосителе колеблются в широких пределах и зависят от пескоудерживающей способности жидкости и технических возможностей насосного оборудования.

В процессе гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении применяется искусственный песок - проппант, имеющий два типоразмера: более крупный - 16/20 и более мелкий - 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено.

4. Анализ результатов и пути повышения эффективности ГРП

4.1 Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта

При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5-15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат разрыва пласта.

Отмечается снижение результатов гидроразрыва пласта от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине.

Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий:

скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;

скважины с загрязненной призабойной зоной;

скважины с высоким газовым фактором для его снижения. Снижение газового фактора за счет ГРП достигается в скважинах, имеющих разгазированную область вокруг забоя;

нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах:

в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

в скважинах со сломом или смятием колонны;

при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести РИР для исправления цементного кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

Такими же критериями подбора скважин для ГРП пользуется геологическая служба ЦДНГ-6 на участке Телино-Русскинского месторождения.

4.2 Технология проведения и контроль процесса ГРП

В практике ГРП получили применение три основных вида процесса: поинтервальный, многократный и глубоко проникающий.

Поинтервальный ГРП предполагает направленное воздействие давления на один из пропластков или пластов многопластовой залежи при исключении воздействия на другие.

Одним из способов является изоляция выбранного интервала двумя пакерами. Существуют методы перекрытия нижних пластов засыпкой песком.

Есть технология, заключающаяся в предварительной закачке в скважину полиэтиленовых шариков, которые, устремляясь в более проницаемые пласты, закупоривают их фильтры. В дальнейшем при ГРП открытым остается пласт с меньшей проницаемостью.

Многократный ГРП состоит в последовательном разрыве нескольких пропластков путем поочередного перекрытия образовавшейся трещины в области фильтра полиэтиленовыми шарами, нагнетаемыми потоками жидкости.

Глубокое расклинивание микротрещин предполагает закачку в пласт жидкости, содержащей закрепляющий агент и разносящей его по сети естественных микротрещин. При этом необходимо, чтобы жидкость-носитель обладала достаточной вязкостью, имела слабые фильтрующие свойства и была способна к последующему саморазрушению. Такой жидкостью является нефтекислотная эмульсия, приготавливаемая на основе нефти и включающая в себя соляную кислоту, различные ПАВ, синтетические жирные кислоты. С помощью последних регулируется срок распада эмульсии.

Для проведения ГРП выполняется ряд работ:

а) подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура;

б) рассчитываются параметры ГРП: объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и подаваемой жидкости;

в) в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП;

г) процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2-3 раза;

д) после разрыва пласта в скважину подается жидкость-песконоситель;

е) по окончании закачки жидкости-песконосителя в скважину подается продавочная жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт.

Вторым слагаемым успеха является выбор расклинивающего агента. В связи с этим выбор был остановлен на керамическом пропанте, обладающим более высокой прочностью, чем кремнистый песок. Таким материалом для СП «Катконефть» стал зернистый карболит размерностями 16/20 и 20/40 (диаметр зерен 6,8мм и 1мм). Он удачно сочетается с гелеобразным дизтопливом , хорошо сортируется , обладает правильной сферичностью и высокой проницаемостью в трещины после разрыва. Тип размерности 16/20 или 20/40 выбирают в зависимости от геологических условий.

После выбора количества и типа размера пропанта изучают параметров работы скважины для составления графика закачки пропанта. Так как на месторождении проводятся не глубокие обработки скважин методом ГРП, то количество пропанта на одну скважину составляет максимум 10-11тонн.

В СП используют двухразмерную систему притока, разработанную в Канаде. Она дает возможность применить теорию генерации трещины к оптимизации проектирования процесса разрыва.

После подготовки скважины и проведения необходимых расчетов производят гидравлический разрыв по утвержденной программе.

Объем закачки и количество пропанта зависит от проницаемости коллектора и расчетной величены трещины. Обычно после закачки 50-80м3 нефтеного геля падают жидкость разрыва с пропантов концентрацией 100-1000 кг пропанта на 1м3 жидкости разрыва .

В этот момент происходит рост давления до максимального как показано на плакате. Весь процесс разрыва контролируется с помощью приборов и регистрируется непрерывно с записью всех параметров (количества расхода жидкости , карболита, рост давления) процесса поминутно. В момент возникновения пика давления (Рмах =60 МПа) и происходит собственно гидравлический разрыв пласта. Давление начинает резко падать и становится минимальным (~5,5-6,0 МПа), что соответствует гидравлическому сопротивлению движения жидкости в НКТ.

После гидроразрыва начинают процедуру «обратного потока» для извлечения жидкости разрыва и незакрепившегося расклинивающего агента.

Дальнейшие операции направлены на подготовку скважины к возврату в эксплуатацию

Жидкость-песконоситель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости - нефть, эмульсию, сульфит - спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе - песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок.

Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ.

После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП:

Проведение геофизических исследований на скважине для определения:

-технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности)

В интервале детальных исследований (масштаб записи 1: 200) кроме термометрии, регистрируют естественный гамма-фон (ГК), локатор лифт (ЛМ), влагометрию (ВГ), барометрию. Данные ГК и ЛМ служат для точной привязки к разрезу.

Качества цементного кольца в интервале перфорации, а так же выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера;

Работающих интервалов пласта с помощью термограмы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;

Продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановление уровней;

Дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.

Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора.

После выдачи заключений данных геофизического материала производит спуск 3`` НКТ высокопрочных (Р мах фи =70 МПа) с пакером и установку (посадку) пакера выше интервала перфорации.

Для каждой конкретной скважины рассчитывают количество жидкости разрыва и расклинивающего агента.

К жидкости разрыва предъявляются сложные требования.

Это, минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д.

4.3 Подготовительные работы для проведения ГРП в скважине

После подъема подземного оборудования из скважины, в нее спускают перо-воронку с шаблоном для промывки и шаблонирования эксплуатационной колонны. После чего, на скважине производят геофизические исследования для определения технического состояния пласта, профиля приемистости, состояния эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной. При положительном результате геофизических работ в скважину спускают скрепер для проработки интервала посадки пакера (30-40 м). После чего, скважину промывают и поднимают скрепер. Спуск пакера производится на НКТ - 3” с герметизацией резьб и перо-воронкой на НКТ - 2” длиной 10 метров. Проводят геофизические работы по привязке пакера.

После этого меняется объем в НКТ на воду или нефть и производят посадку пакера по результатам ГИС. При посадке пакера выполняется перемещение НКТ вверх на высоту над устьем пропорционально глубине посадки пакера ( ~0,1% от глубины посадки пакера). Прибор ГИВ покажет вес колонны НКТ. Затем, медленно опуская подвеску до устьевой головки, устанавливаем по показаниям прибора минимальный вес (стрелка прибора должна находиться в устойчивом положении). Последний раз перемещаем подвеску вверх до максимального значения веса и производим поворот колонны НКТ по часовой стрелке с одновременным медленным опусканием вниз. Показания прибора ниже минимального веса указывают на то, что автозахват пакера вышел из транспортного положения и пакер раскрылся. Вращение колонны НКТ прекращается. Медленно производим опускание колонны НКТ вниз до устьевой головки, наблюдая за показаниями прибора. Для гарантированной работы пакера требуется разгрузка на него колонны НКТ не менее 6-ти тонн.

Далее, монтируется устьевая арматура и опрессовывается затрубное пространство на 120 атмосфер. Демонтируется подъемный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП.

4.4 Наземные операции и технология проведения ГРП СП “Катконефть”

Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 3 емкости объемом по 45-60 м3, заполняют их товарной нефтью. Расстанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта:

4 насосных агрегата FC-2251;

1 смеситель МС-60;

1 блок манифольдов IS-200;

1 песковоз;

1 станцию контроля;

1 ЦА-320.

После расстановки оборудования производят работы по приготовлению рабочей жидкости. Рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в емкостях общим объемом 80 - 100 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты:

CАТ-НС-2 - геллянт - 6-8 л/м3;

САТ-НС-Асt - активатор - 4-5 л/м3;

HGA-В - брейкер - 1,2 кг/м3.

Весь процесс замешивания занимает около 1 часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости и вязкость 150-350 кПа*с.

Перед началом ГРП производится опрессовка манифольда, проверяется готовность техники и рабочей жидкости, проводится инструктаж персонала.

Все насосные агрегаты управляются одним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта в пескосмесительный агрегат производится с помощью компьютера из станции управления. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП:

- давление на НКТ;

давление на затрубье;

скорость потока жидкости;

концентрация проппанта;

расход кросслинкера;

подача проппанта.

Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов:

* Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимает зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси.

Если коэффициент приемистости (отношение расхода жидкости к давлению нагнетания) при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком.

В случае, когда разрыв пласта несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости.

После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3-4 м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости.

* Закачка жидкости-песконосителя:

Закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

* Закачка продавочной жидкости для продавки песка в пласт:

Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

После продавки песка в пласт и остановки агрегатов, скважину закрывают.

4.5 Заключительные работы, по освоению скважины после ГРП

После окончания ГРП скважина закрывается для восстановления гидростатического давления и разгеливания жидкости разрыва. Для контроля за скважиной, на устье устанавливаются манометры, позволяющие следить за изменением давления в течение 12 часов (время, за которое происходит разгеливание жидкости разрыва).

Испытание скважины производят путем открытия буферной задвижки и запуска скважины на отработку в емкость с целью выноса из колонны НКТ неразгелившейся жидкости разрыва и остатков проппанта.

Для освоения скважины на устье монтируется подъемный агрегат.

На производство работ по освоению скважин составляется план работ. При срыве пакера поднимают колонну НКТ на высоту, при которой прибор ( ГИВ или другого типа ) покажет нагрузку на 5-10% выше максимального веса НКТ при посадке. Делаем выдержку времени порядка 10-15 мин. В этот момент открывается байпас ( перепускное устройство пакера ) и уравновешивается давление между НКТ и обсадной колонной. При отсутствии дифференциального давления, удерживающие штифты автоматически разводятся, пакер освобождается и его можно поднимать. Если срыв пакера не произошел, повторяем операцию по увеличению нагрузки на 15-20% выше максимального веса до посадки пакера и делаем выдержку 15-20 мин. с целью уравновешивания жидкости в колонне НКТ и межтрубном пространстве. Производим глушение скважин жидкостью, удельный вес которой определен во время испытания скважины. После поднятия пакера в скважину спускается НКТ с пером-воронкой на конце для промывки скважины от проппанта до искусственного забоя.

Для определения эффективности ГРП и подбора глубинно-насосного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины проводим комплекс геофизических работ с компрессированием скважины по снятию эксплуатационных характеристик. После обработки данных геофизики, технологическая служба ЦДНГ делает расчет глубинного насосного оборудования и по полученным данным спускается в скважину ГНО и она запускается в работу.

4.6 Расчет основных технологических параметров ГРП

Расчет параметров ГРП пласта 2+3 БС-10 в скважине 7600/131 представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей:

расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для проведения ГРП;

определение вида трещины и расчет ее размеров.

В качестве расклинивающего агента будем использовать пропант с диаметром частиц 1,4-1,8 мм. Целесообразно применять керамический проппант с покрытием отверждаемой смолой, для уменьшения возврата проппанта из трещины в процессе проведения работы.

Для максимального эффективного закрепления трещин закачаем в трещины 10 т проппанта.

Содержание проппанта в жидкости разрыва определяется ее вязкостью и темпом закачки, таким образом чтобы проппант не выпадал в “осадок” и при технологии ГРП не получили “пробки”.

Спр = 500 кг/мЗ, концентрация смеси

Остальные данные для расчета возьмем из таблицы 4.1

Таблица 4.1.Данные для расчета основных параметров ГРП

К скв.	Зксплуатац. Объект	Н; м	h м	Qн, т/сут	Qв. т/сут	Qж. т/сут	Рпл. МПа	Кп м-2	Dскв. м
7600	2,3 БС-10	2850	7	8	0	8	25	0,8*10-10	0,145

1)Определим давление разрыва по формуле

Рр = Рвг- Рпл+6р , (4.1)

где Рвг - вертикальное горное давление;

Рпл - пластовое давление;

6р - сопротивление горной породы на разрыв,6р = 1,5-3 Мпа.

Рвг = H * pn*g , (4.2)

где Н - глибина залегания продуктивного пласта;

рп- средняя плотность выделехажих пород: рп =2300 кг/мЗ;

g - ускорение свободного падения.

Рвг = 2850*2300*9,81 = 64,3 МПа,

тогда Рр будем иметь

Рр = 64,3 - 25 + 2 = 41,3 МПа.

2)Необходимое забойное давление найдем по формуле

Рзаб = Рр*а , (4.3)

где а - необходимое превышение забойного давления над давлением разрыва, а = 1,2-1,4.

Рзаб = 41,3 * 1,2 = 49,5 МПа.

3)Определим давление на устье скважины, которое необходимо создать для осуществления процесса ГРП

Ру=Рзаб.-Рст.+Ртр. (4.4)

Статическое давление определяется по формуле

Рст.=р см, * g * Н, (4.5)

где р см..-плотность смеси, равна

Р см. = (р пр-рж) * Спр + pж=(2100-960)*0,19+960=1177 кг/мЗ

С= Спр/(Спр=р пр) = 500/(500+200)=0,19

Тогда, Рст = 1177*9,8*2850=32,9 МПа.

По методу Желтова Ю.П. определяем давление на трение

Ртр=1,52*Y*((16*Q^2*H)/6.28*d^5))*h , (4.6)

где Y - коэффициент гидравлического сопротивления;

d-диаметр насосно компрессорных труб, d=59мм=0.059 м. Y=O,3164/±Re , для турбулентного режима, Re>1530,

Y= 64/Re, для ламинарного режима ,Rе<=1530.

Re=(4*Q*pcм)/(3,14*d*Mcм). (4.7)

Вязкость смеси равна

Мсм = Мж * е ^ (3,18*С) = 200*е ^(3,18*0,19)=366 мПа*с

Определим число Рейнольдса

Re = 4 * 30*10^-3 * 1177/3,14 * 0,059 * O,366 = 2082 > 1530, тогда Y=O,3164/±2082 = 0,007.

По формуле (4.6) определим

Ртр = 1,52 * 7*10-9* 16 * 302 * 1177 *2850/2 * 3,142 * 0,0595 = 26 МПа.

Подставляя значения Рзаб., Рст. и Ртр в формулу (4.4.), получим значение устьевого давления

Ру = 49,5 - 32,9 + 26 = 42,6 МПа.

4)Определим общий обьем закачиваемой жидкости и продолжительность процесса гидроразрыва: Uжр.=5 мЗ

Объем жидкости пропантоносителя определяем из соотношения

Uж.пp =Gпр/Спр = 10*103/500 = 20мЗ,

где Gпр - колличество пропанта, кг;

Спр - концентрация пропанта, кг.

Объем продавочной жидкости принимаем на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с пропантом

Unp=(K*3,14*d2*H)/4 , (4.8)

где К =1,3- коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб.

Unp = (1,3* 3.14 * 0,0592 * 2850)/4 =10,1 M,

Принимаем объем закачиваемой жидкости для всех трех скважин

Unp = 11 м3.

Тогда общий обьем закачиваемой жидкости будет

Vж : Vжр + Vжпр + Vnp =5+20+11=36 м3.

06oщую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения

t = Vж/Q = 36/30*10-3= 1200 c = 20 мин.

5) Выбираем наземное оборудование:

Рабочую жидкость ГРП в скважину закачиваем агрегатом:

УН1-630х700А (4АН-700)

При давлении Ра=50МПа развиваемым агрегатом подача будет Qа=9л/с, при диаметре плунжера 120 мм.

Число насосных агрегатов найдем из соотношения

N=(Ру*Q)/(Ра * Qa * Ктс)+1, (4.9)

где Ктс - коэффициент учитывающий техническое состояние агрегатов,

Ктс = 0,8.

N = (42,6*106 * 30*10-5)/ /(50*106* 9*10-3) + 1 = 4.

Для всех трех скважин достаточно 4-х агрегатов 4-АН-700. Так как по условию задано ввести в трещины 10т пропанта, то согласно характеристики агрегата 4ПА потребуется 2 пескосмесителя.

Количество автоцистерн определяем исходя из обьема рабочей жидкости процесса ГРП: Uж = 36 м3, Для обеспечение проведения процесса потребуется 3 автоцистерны ЦР-20, вместимостью 17 м3, одна из них для продавочной жидкости, две для жидкости разрыва.

В районах с холодным климатом применяют для обвязки агрегатов между собой и устьевой головкой при нагнетании жидкости в скважину самоходный блок манифольдов 1БМ-700С.

Устье скважины в этом случае оборудуется фонтанной арматурой 2АУ-700СУ, рассчитаной на рабочее давление 70 МПа.

5) Определим технологическую эффективность запроектированных и рассчитанных гидроразрывов:

Для этого сначала определим радиус трещены проведенного ГРП

r тр =((Vжр*Е)/(5,6(1-v^2)*h*(Рзаб-Рр)), (4.10)

где Vжр - объем жидкости;

Е - модуль упругости, Е=1010 Па;

v - коэффициент Пуассона, v=0.3

гтр = 56 м.

7) Ширину трещины определяем по формуле

w = 4 * (l-v) * гтр * (Рзаб-Рр)/е, (4.11) w=0,1м.

Проппант распространяясь в трещины не заполняет ее полную длину, а

проходит на 90% ее длины.

гтр =56*0,9=50,4М.

Определим остаточную ширину трещины

W ост = w*c/(i- m), (4.12)

где m- пористость трещины.

При закачке проппанта с размером частиц 1,4 -1,8 мм, пористость трещины равна 0,3.

w ост = 0,16*0.19/(1-0,3)=0,043 м =4,3см.

Проницаемость таких трещин определяется по формуле

Ктр=w2/12, (4.13)

Ктр = 0,15*10-3м2,

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта, то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещин будет

Кпз=(Кп*h+Ктр+w)/(h=w). (4.14)

Кпз(1)=(0,8*10-10 * 7 + 1,5*10-4 *0,043)/ /7,043 = 9,2*10-7 м2

Кпэ / Кп = 9,2*10-7/0,8*10-10= 1150 раз.

Таким образом в результате создания трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в тысячи раз.

Проницаемость всей дренажной системы изменяется незначительно, поэтому из формул Дюпюи, Максимович Г.К. вывел приближенную формулу

ожидаемого эффекта от гидроразрыва

Э=(Lg(RK/rc))/(Lg(RK/rT)), (4.15)

где rk ~ радиус контура питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами, Rк=300 м

rс - радидс скважины (гс = 0,145м).

Э = (Lg(300/0,145))/(Lg(300/56)) - 4,4 .

Таким образом после гидроразрыва пласта можно ожидать более чем четырехкратное увеличение дебитов скважин. Полученные расчетные значения показателей гидроразрыва сводим в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Результаты расчета показателей процесса гидроразрыва пласта по скважинам Тевлино-Русскинского месторождения

N скв	Pp, МПа	pu, МПа	Vжр мЗ	Gпр м	Спр, кг/мЗ	Uпp мЗ	Q, л/с	t мин	R тр м	Э*дах/ О	Кпз м2	Овах.х. т/сут.	Ктр м2
7600	41,3	42,6	25	10	500	10,1	30	20	50,4	4,4	9,2* 10-7	35,2	1,5* 10-4

Из результатов расчета имеем среднюю эффективность гидроразрыва пласта - 4,5. Тогда среднее увеличение дебита нефти скважины будет

АQ=(qср*4,5)*1 - qср,

где qcp = 9 т/сут - средний дебит нефти из скважины мз закрепленного фонда ГРП;

1 - успешность проведения ГРП на Тевлино-Русскинском месторождении.

Q= (9*4,5)*0,98*9=29 т/сут.

Так как средняя длительность эффекта равна 4 года и среднее падение дебита нефти в год по сравнению с предыдущем годом в 2 раза, то можно приблизительно вычислить дополнительную добычу нефти

Q=1723 тыс.т.нефти.

4.7 Диаграмма основных показателей ГРП

Ниже на плакате представлена диаграмма основных показателей процесса ГРП, которые контролируются из станции управления ГРП с помощью двух компьютеров.

Контролируемые параметры:

давление ГРП;

давление затрубного пространства;

расход проппанта;

расход жидкости разрыва;

Все эти параметры записывает компьютер и в конце процесса ГРП делает распечатка на бумаге. После окончания ремонта по освоению скважины распечатки по контролю за параметрами ГРП сдаются в цех добычи вместе со всеми другими документами. И эти распечатки хранятся в деле скважины в геологическом отделе ЦДНГ.

С помощью этой компьютерной техники сам процесс ГРП становится «прозрачным», его можно легко проконтролировать и своевременно замечать все отклонения от расчета разрыва пласта и наряд-задания на весь процесс ГРП.

Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта.