foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

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  закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате  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.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются прежде всего по объемам закачки технологических жидкостей и пантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин

Наиболее широкое распространение получил локальныгидроразрыв как эффективное средство воздействия на  зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10...20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2.3 раза.

В последние годы интенсивно развиваются технологии создания  трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.

Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01...0,05 мкм2 обычно составляет 40...60 м, а объем закачки - от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта.

Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10мкм 2) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного  При этом создают трещины протяженностью 1000 м и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта.

Опыт применения гидроразрыва пласта за рубежом

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж. Кларка в 1948 г. после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более 100000 ГРП По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций  достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г. - примерно 4500 ГРП/мес, к 1972 г. число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес, и к 1990 г. уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес.

Технология применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной и раскрытием трещины , отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших средств. Внедрение  и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей  позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки В настоящее время в промысловой практике распространение получили псевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известных двумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы "жидкость разрыва - проппант" являются :

• реологические свойства "чистой" жидкости и жидкости, содержащей проппант;

• инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

• способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;

• возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

• совместимость жидкости разрыва с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидкостями;

 • физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом  применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины - в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкой азота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т.п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.

Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - проппанты - можно разделить на два вида - кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.

Первым и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин являются пески, плотность которых составляет приблизительно 2,65 г/см 2  . Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппанты плотностью 2,7...3,3 г/см 3  используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные проппанты, такие как спеченный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,2...3,8 г/см 3. Использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.

Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок - кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающими прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося проппанта из трещины. Плотность суперпеска составляет 2,55 г/см 3. Производятся и используются также синтетические смолопокрытые проппанты.

Прочность является основным критерием при подборе проппантов для конкретных пластовых условий с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта. В глубоких скважинах минимальное напряжение -горизонтальное, поэтому образуются преимущественно вертикальные трещины. С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19 МПа/км. Поэтому по глубине проппанты имеют следующие области применения: кварцевые пески - до 2500 м; проппанты средней прочности - до 3500 м; проппанты высокой прочности - свыше 3500 м.

Исследования последних лет, проведенные в США, показали, что применение проппантов средней прочности экономически эффективно и на глубинах менее 2500 м, так как повышенные затраты за счет их более высокой по сравнению с кварцевым песком стоимости перекрываются выигрышем в дополнительной добыче нефти за счет создания в трещине гидроразрыва упаковки проппанта более высокой проводимости.

Наиболее часто применяют проппанты с размерами гранул 0,425...0,85 мм (20/40 меш), реже 0,85... 1,7 мм (12/20 меш), 0,85...1,18 мм (16/20 меш), 0,212...0,425 мм (40/70 меш). Выбор нужного размера зерен проппанта определяется целым комплексом факторов. Чем крупнее гранулы, тем большей проницаемостью обладает  упаковка проппанта в трещине. Однако использование проппанта крупной фракции сопряжено с дополнительными проблемами при его переносе вдоль трещины. Прочность проппанта снижается с увеличением размеров гранул. Кроме того, в слабосцементированных коллекторах предпочтительным оказывается использование проппанта более мелкой фракции, так как за счет выноса из пласта частиц упаковка крупнозернистого проппанта постепенно засоряется и ее проницаемость снижается.

От округлости и сферичности гранул проппанта зависит плотность его упаковки в трещине, ее  сопротивление, а также степень разрушения гранул под действием горного давления. Плотность проппанта определяет перенос и ложение проппанта вдоль трещины. Проппанты высокой плотности труднее поддерживать во взвешенном состоянии в жидкости разрыва при их транспортировании вдоль трещины. Заполнение трещины проппантом высокой плотности может быть достигнуто двумя путями - использованием высоковязких жидкостей, которые транспортируют проппант по длине трещины с минимальным его осаждением, либо применением маловязких жидкостей при повышенном темпе их закачки. В последние годы зарубежные фирмы стали выпускать облегченные проппанты, характеризующиеся пониженной плотностью.

В связи с большим разнообразием жидкостей разрыва и проппантов, имеющихся на американском рынке, Американским нефтяным институтом (API) разработаны стандартные методики для определения свойств этих материалов (API RP39; Prud'homme, 1984, 1985, 1986 - для жидкостей разрыва, и API RP60 - для проппантов).

В настоящее время в США накоплен огромный опыт по проведению ГРП, при этом все возрастающее внимание уделяется подготовке каждой операции. Важнейшим элементом такой подготовки является сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки ГРП, можно подразделить на три группы :

• геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтяного контактов, петрография пород);

• характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

 • свойства жидкости разрыва и проппанта. 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 последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы:

• расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости;

• технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений;

• комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометрические параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии максимизации прибыли от обработки скважины.

Создание оптимальной технологии ГРП подразумевает соблюдение следующих критериев:

• обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения;

• максимизация глубины проникновения проппанта в трещину:

• оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта;

• минимизация стоимости обработки;

• максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа. В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения ГРП на объекте:

1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проектируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.

2. Определение оптимальной геометрии трещины - длины и проводимости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, удаленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.

3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа механических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предварительных экспериментов.

4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения трещины с заданными свойствами.

5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свойствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.

6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.

7. Расчет экономической эффективности проведения ГРП.

Совместными усилиями Американского газового исследовательского института (GRI) и крупнейших нефтяных и газовых компаний США (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger и др.) разработан новый технологический комплекс, включающий в себя мобильное оборудование GRI для тестирования и контроля качества операции ГРП, агрегат GRI для исследования реологии, трехмерную компьютерную программу для "дизайна" трещины FRACPRO, приборы для определения профиля напряжений в пласте и микросейсмическую технику для определения высоты и азимута трещины.

Использование новой технологии позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать распространение и раскрытие трещины, транспортировку проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. Знание профиля напряжений в пласте позволяет не только определить давление гидроразрыва, но и предсказать геометрию трещины. При высоком различии напряжений в коллекторе и в непроницаемых барьерах трещина распространяется на большую длину и меньшую высоту, чем в пласте с незначительной разницей этих напряжений. Учет всей информации в трехмерной модели позволяет быстро и достоверно прогнозировать геометрию и фильтрационные характеристики трещины. Апробация новой технологии ГРП на шести газовых месторождениях США (в шт.Техас, Вайоминг и Колорадо) показала ее высокую эффективность для низкопроницаемых коллекторов.

В некоторых случаях гидравлический разрыв происходит при значительно более низких давлениях, чем начальные напряжения в пласте. Охлаждение пласта в результате закачки в нагнетательные скважины холодной воды, существенно отличающейся по температуре от пластовой, приводит к снижению упругих напряжений и гидравлическому разрыву в нагнетательных скважинах при забойных давлениях, используемых при заводнении. Исследования, проведенные на месторождении Прадхо-Бей (США), показали, что полудлина трещин, появившихся таким образом, колеблется в пределах 6...60 м. В настоящее время общепризнано, что в нагнетательных скважинах при большом контрасте температур пласта и закачиваемой воды происходит гидравлический разрыв.

При проведении ГРП в наклонных скважинах, направление которых отклоняется от плоскости разрыва, возникают проблемы, связанные с образованием нескольких трещин от различных интервалов перфорации и с искривлением трещины вблизи скважины. Для создания единой плоской трещины в таких скважинах используется специальная технология, основанная на ограничении числа перфорационных отверстий, определении их размеров, количества и ориентации по отношению к направлениям главных напряжений в пласте.

В последние годы разрабатываются технологии применения ГРП в горизонтальных скважинах. Ориентация трещины по отношению к оси скважины определяется направлением горизонтального ствола по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте. Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. В этом случае число трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3.-.4.

Первый промысловый эксперимент по созданию нескольких трещин в наклонной скважине был проведен компанией Mobil в 60-х годах. Гидроразрывы в нефтяных горизонтальных скважинах проводились на месторождениях в датской части Северного моря . На газовом месторождении в Северном море (Нидерланды) в пласте с проницаемостью 1-10 -3 мкм 2 в горизонтальной скважине созданы две поперечные трещины.

Крупнейший проект осуществлен на газовом месторождении Золинген в Северном море (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью (10-6. ..10 -4 мкм2), средней пористостью 10...12 % и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе с длиной 600 м создано четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых составляет около 100 м. Пиковый дебит скважины был 700 тыс. м 3/сут, в настоящее время скважина работает со средним дебитом 500 тыс.м 3/сут.

Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Продольная трещина не может дать значительного увеличения дебита горизонтальной скважины, но сама горизонтальная скважина с продольной трещиной может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебита скважин с трещинами в средне- и высокопрони-цаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использование гидроразрыва в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук-Ривер (Аляска) в четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71 %, а затраты на 37 %. Во всех случаях выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности той или иной технологии.

Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скин-эффекта в призабойной зоне, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах

Гидроразрыв средне- и высокопроницаемых пластов является одним из наиболее интенсивно развивающихся в настоящее время методов стимулирования скважин. В высоко-проницаемых пластах основным фактором увеличения дебита скважины вследствие ГРП является ширина трещины, в отличие от низкопроницаемых пластов, где таким фактором является ее длина. Для создания коротких широких трещин используется

технология осаждения проппанта на конце трещины (TSO-tip screen out) , которая состоит в продавливании проппанта в первую очередь к концу трещины путем постепенного увеличения его концентрации в рабочей жидкости в ходе обработки. Осаждение проппанта на конце трещины препятствует ее росту в длину. Дальнейшая закачка жидкости, несущей проппант, приводит к увеличению ширины трещины, которая доходит до 2,5 см, тогда как при обычном ГРП ширина трещины составляет 2...3 мм. В результате эффективная проводимость трещины (произведение проницаемости и ширины) составляет 300...3000 мкм 2м. Для предотвращения выноса проппанта в ходе последующей эксплуатации скважины технология TSO обычно сочетается либо с использованием смолопокрытого проппанта, который схватывается и оказывает сопротивление вязкому трению во время добычи, либо с гравийной набивкой, когда проппант удерживается в трещине при помощи фильтра (Frac-and-Pack). Эта же технология используется для предупреждения прорастания трещины к во-до-нефтяному контакту. Технология TSO успешно применяется на месторождении Прадхо-Бей (США), в Мексиканском заливе, Индонезии, Северном море.

Создание коротких широких трещин в скважинах, вскрывающих средне- и высокопроницаемые пласты, дает хорошие результаты при значительном ухудшении коллекторских свойств в призабойной зоне как средство увеличения эффективного радиуса скважины; в многопластовых песчаных коллекторах, где вертикальная трещина обеспечивает непрерывную связь тонких песчаных пропластков с зоной перфорации; в коллекторах с миграцией мельчайших частиц, где за счет снижения скорости течения вблизи ствола скважины предотвращается вынос песка; в газовых пластах для снижения негативных эффектов, связанных с турбулизацией потока вблизи скважины. К настоящему времени в США проведено более 1 млн успешных ГРП, обработано более 40 % фонда скважин, в результате чего 30 % запасов нефти и газа переведено из забалансовых в промышленные. В Северной Америке прирост добычи нефти в результате применения ГРП составил около 1,5 млрд. м 3.

В конце 70-х годов с созданием новых прочных синтетических проппантов начался подъем в области применения ГРП на газовых и нефтяных месторождениях Западной Европы, приуроченных к плотным песчаникам и известнякам, расположенным на больших глубинах. К первой половине 80-х годов приурочен второй пиковый период в проведении операций ГРП в мире, когда число обработок в месяц достигало 4800 и было направлено в основном на плотные газовые коллекторы. В Европе основные регионы, где проводился и проводится массированный ГРП, сосредоточены на месторождениях Германии, Нидерландов и Великобритании в Северном море, и на побережье Германии, Нидерландов и Югославии. Локальные гидроразрывы проводятся также на норвежских месторождениях Северного моря, во Франции, Италии, Австрии и в странах Восточной Европы.

Наиболее крупные работы по проведению массированных ГРП были предприняты в Германии в газоносных пластах, расположенных на глубине 3000...6000 м при температуре 120...180 °С. В основном здесь использовались средне- и высокопрочные искусственные  В период 1976-1985 гг. в Германии было проведено несколько десятков массированных ГРП. Расход проппанта при этом составлял в большинстве случаев порядка 100  в трети случаев - 200 т/скв., а при проведении наиболее крупных операций доходил до 400...650 т/скв. Длина трещин варьировалась от 100 до 550 м, высота от 10 до 115 м. В большинстве случаев операции оказались успешными и привели к увеличению дебита в 3...10 раз. Неудачи при проведении отдельных ГРП были связаны в основном с высоким содержанием воды в пласте.

Крепление трещин гидроразрыва в нефтесодержащих пластах, в отличие от газосодержащих, осуществлялось в основном с использованием песка, поскольку глубина залегания этих пластов составляет всего 700...2500 м, лишь в некоторых случаях использовались среднепрочные проппанты. На нефтяных месторождениях Германии и Нидерландов расход проппанта составлял 20...70 т/скв., а в Венском бассейне Австрии оптимальный расход проппанта составлял всего 6...12 т/скв. Успешно обрабатывались как старые, так и новые добывающие скважины с хорошей изоляцией соседних интервалов.

Газовые месторождения Великобритании в Северном море обеспечивают около 90 % потребности страны в газе и сохранят доминирующую роль в газоснабжении до конца века. Расход проппанта при ГРП в газоносных песчаниках, расположенных на глубинах 2700.-.3000 м, составлял 100... 250 т/скв. [II]. Причем если сначала трещины закрепляли либо песком, либо средне- или высокопрочным синтетическим проппантом, то с начала 80-х годов получила распространение технология последовательной закачки в трещину проппантов, различающихся как по фракционному составу, так и по другим свойствам. Согласно этой технологии в трещину сначала закачивалось 100...200 т песка с размером зерен 20/40 меш, затем 25...75 т среднепрочного проппанта с размером зерен 20/40 или 16/20. В некоторых случаях успешно использовался трехфракционный метод с последовательной закачкой проппантов 20/40, 16/20 и 12/20 либо 40/60, 20/40 и 12/20.

Наиболее распространенный вариант двухфракционного гидроразрыва состоял в закачке основного объема песка или среднепрочного проппанта типа 20/40 с последующей закачкой средне- или высокопрочного проппанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10...40 % общего объема. Имеются различные модификации этой технологии, в частности, хорошие результаты дает первоначальная закачка в трещину тонкозернистого песка типа 40/70 или даже 100 меш, затем основного количества песка или проппанта типа 20/40, и завершение трещины прочным крупнозернистым проппантом 16/20 или 12/20. Преимущества такой технологии состоят в следующем:

• крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия наиболее высокое;

• снижение стоимости операции, так как керамические проппанты в 2...4 раза дороже песка;

• создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная;

• предотвращение выноса проппанта в скважину, обеспечиваемое специальным подбором разницы в размерах зерен основного и заканчивающего трещину проппантов, при котором зерна меньшего размера задерживаются на границе между проппантами;

• блокирование тонкозернистым песком естественных микротрещин, ответвляющихся от основной, а также конца трещины в пласте, что снижает потери жидкости разрыва и улучшает проводимость трещины.

Проппанты, закачиваемые в разные области трещины, могут различаться не только по фракционному составу, но и по плотности. В Югославии нашла применение технология массированного ГРП, когда в трещину закачивается сначала легкий среднепрочный проппант, а затем тяжелый более качественный высокопрочный проппант.

Легкий проппант дольше поддерживается во взвешенном состоянии в транспортирующей его жидкости, поэтому может быть доставлен на более далекое расстояние вдоль крыльев трещины. Закачка на завершающей стадии ГРП более тяжелого высококачественного проппанта позволяет с одной стороны обеспечить сопротивление сжатию в области наиболее высоких напряжений около забоя, и с другой снизить риск неудачи операции на завершающей стадии, так как легкий проп-пант уже доставлен в трещину. Массированные ГРП, проведенные в Югославии,. являются одними из крупнейших в Европе, так как на первой стадии в трещину закачивалось 100...200 т легкого проппанта, а на второй - примерно 200...450 т более тяжелого. Таким образом, общее количество проппанта составляло 300...650 т.

В результате нефтяного кризиса 1986 г. объем проведения работ по ГРП значительно снизился, но после стабилизации цен на нефть в 1987 - 1990 гг. все большее число месторождений намечается для проведения гидроразрыва пласта, при этом повышенное внимание стали уделять оптимизации технологии ГРП, эффективному подбору параметров трещины и проппанта. Наиболее высокая активность по проведений и планированию ГРП в Западной Европе отмечается в Северном море на газовых месторождениях в британском секторе и в неф-тесодержащих меловых отложениях в норвежском секторе.

Значимость технологии ГРП для месторождений Западной Европы доказывается тем, что добыча трети запасов газа здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гидроразрыва пласта. Для сравнения - в США 30...35 % запасов углеводородов могут быть извлечены только с применением ГРП.

Специфика разработки морских месторождений определяет более высокую стоимость операций по стимулированию скважин, поэтому для обеспечения более высокой надежности в 1989-1990 гг. было принято решение о полном отказе от использования песка в качестве расклинивающего материала на британских месторождениях в Северном море. Особенно длительно и широко использовался песок в качестве расклинивающего материала в Югославии, Турции, странах Восточной Европы и СССР, где имелось собственное оборудование для проведения ГРП, но отсутствовали достаточные мощности для производства дорогостоящих синтетических проппантов. Так, в Югославии и Турции среднепрочный проппант использовался только для заканчивания трещины, а основной объем заполнялся песком. Однако в последние годы в связи с созданием совместных предприятий, расширением продажи проппантов западными компаниями-производителями непосредственным потребителям, развитием собственного производства ситуация меняется. В Китае проводятся ГРП с закачкой бокситного проппанта собственного производства в объеме до 120 т. Показано, что даже низкая концентрация боксита обеспечивает лучшую проводимость трещины, чем более высокая концентрация песка. Имеются широкие перспективы для применения технологии ГРП на месторождениях Северной Африки, Индии, Пакистана, Бразилии, Аргентины, Венесуэлы, Перу. На месторождениях Среднего Востока и Венесуэлы, приуроченных к карбонатным коллекторам, основной технологией должен стать кислотный ГРП. Следует отметить, что в большинстве стран третьего мира в качестве расклинивающего материала используется натуральный песок, использование синтетических проппантов предусматривается только в Алжире и в Бразилии.

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 гг. превышало 1500 операций в год, а в 1959 г. достигло 3000 операций, которые имели высокие технико-экономические показатели. К этому же времени относятся теоретические и промыслово-экспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на дебит скважин. В последующий период число проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Уральского региона, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской области, Чечене-Ингушетии, Туркмении, Азербайджана, Дагестана, Украины и Сибири.

Гидроразрыв производился в основном для освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения и в некоторых случаях на нефтяных скважинах. Кроме того, метод гидравлического разрыва использовался для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами; при этом горизонтальная трещина гидроразрыва, созданная в заранее выбранном интервале, использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в СССР не проводился. С оснащением промыслов более мощной техникой для закачки воды необходимость в широком проведении ГРП в нагнетательных скважинах отпала, а после ввода в разработку крупных высокодебитных месторождений Западной Сибири интерес к гидроразрыву в отрасли практически исчез. В результате с начала 70-х по конец 80-х годов в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся.

Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х годов в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа .

До недавнего времени в качестве проппанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв„ а в большинстве случаев закачивалось 20...50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х годов при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское.

Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению  ГРП низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000...4000 м), Ставропольского (2000...3000 м) и Краснодарского (3000...4000 м) краев. Саратовской (2000 м). Оренбургской (3000...4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000...5000 м)) областей.

В нефтедобыче России большое внимание уделяют перспективам применения метода ГРП. Это обусловлено прежде всего тенденцией роста в структуре запасов нефти доли запасов в низкопроницаемых коллекторах. Более 40 % извлекаемых запасов отрасли находится в коллекторах с проницаемостью менее 5-10-2 мкм2, из них около 80 %-в Западной Сибири. К 2000 г. ожидается рост таких запасов по отрасли до 70 %. Интенсификация разработки малопродуктивных залежей нефти может быть осуществлена двумя путями - уплотнением сетки скважин, требующим значительного увеличения капитальных вложений и повышающим себестоимость нефти, либо повышением дебита каждой скважины, т.е. интенсификацией использования как запасов нефти, так и самих скважин.

Мировой опыт нефтедобычи показывает, что одним из эффективных методов интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов является метод ГРП. Высокопроводя-щие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктивность скважин в 2...3 раза, а применение ГРП как элемента системы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с трещинами гидроразрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением, а также позволяет вводить в разработку залежи с потенциальным дебитом скважин в 2...3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в' промышленные. Увеличение дебита скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины и размерами последней, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины, существует предельное значение длины, превышение которого практически не приводит к росту дебита жидкости. Например, при проницаемости пласта порядка 10-2 мкм2 предельная полудлина составляет приблизительно 50 м. Учитывая увеличение зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва, при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин.

За период 1988-1995 гг. в Западной Сибири проведено более 1600 операций ГРП. Общее число объектов разработки, охваченных ГРП, превысило 70. Для целого ряда объектов ГРП стал неотъемлемой частью разработки и проводится в 50...80 % фонда добывающих скважин. Благодаря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня дебитов скважин по нефти. Увеличение дебитов составило в среднем 3,5 при колебании по различным объектам от 1 до 15. Успешность ГРП превышает 90 %. Подавляющее число скважине-операции проводилось специализированными совместными предприятиями по зарубежным технологиям и на зарубежном оборудовании. В настоящее время объем проведения ГРП в Западной Сибири достиг уровня 500 скважине-операции в год. Доля ГРП в низкопроницаемых коллекторах (юрские отложения, ачимов-ская пачка) составляет 53 % всех операций.

За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях. Большой опыт гидроразрыва пластов накоплен в АО "Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, проведенных СП "ЮГАНСКФРАКМАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО "Юганскнефтегаз", показал следующее .

Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопроницаемыми коллекторами: 77 % всех обработок проведено на объектах с проницаемостью пласта менее 5-10-2 мкм2 из них 51 % -менее 10-2 мкм2 и 45 %- менее 5-10 мкм2.

В первую очередь ГРП проводили на малоэффективном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и маловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в результате ГРП дебит жидкости был увеличен с 8,3 до 31,4 т/сут, а по нефти - с 7,2 до 25,3 т/сут, т.е. в 3,5 раза при росте обводнен-ности на 6,2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн т. Наиболее удачные результаты получены при проведении ГРП в чистонефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты Б1 Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3,5...6,7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5...6 %.

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен в ТПП "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" на Повховском месторождении. Пропластки прерывистой зоны вскрываются двумя соседними скважинами при среднем расстоянии 500 м только в 24 % случаев. Основной задачей регулирования системы разработки Повховского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны пласта 1 и ускорение по ней темпов выработки запасов. С этой целью на месторождении в 1992-1994 гг. проведено силами СП "КАТКОНЕФТЬ" 154 ГРП. Успешность обработок составила 98 %. При этом по обработанным скважинам в среднем получен пятикратный прирост дебита. Объем дополнительно добытой нефти составил 1,6 млн т. Ожидаемая средняя продолжительность технологического эффекта - 2,5 года. При этом дополнительная добыча за счет ГРП на одну скважину должна составить 16 тыс.т. По данным СибНИИНП, к началу 1997 г. на месторождении проведено уже 422 операции ГРП, успешность которых составила 96 %, объем дополнительно добытой нефти - 4,8 млн т, среднее увеличение дебита скважин - в 6,5 раз. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, составило 3,1.

На месторождениях ТПП "ЛУКойл-Лангепаснефтегаз" в течение 1994-1996 гг. проведено 316 операций ГРП, в 1997 г. -еще 202 гидроразрыва. Обработки осуществляются собственными силами и СП "КАТКОНЕФТЬ". Дополнительная добыча нефти составила около 1,6 млн.т, средний прирост дебита -7,7 т/сут на скважину.

В 1993 г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз", в течение года было проведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997 г. составил 436 операций. Гидроразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70,4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. Успешность обработок достаточно высока и в среднем составляет 87 %. Дополнительная добыча нефти от производства ГРП в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" к концу 1997 г. превысила 1 млн. т . Фирма Dowell Schiumberger является одной из ведущих мировых компаний по интенсификации работы скважин. Поэтому большой интерес представляют ее работы по ГРП на российских месторождениях. Этой компанией был подготовлен проект первого советстко-канадского эксперимента по проведению массированного ГРП на Салымском месторождении. Например, на одной из скважин в пласте с проницаемостью 10^ мкм^ была запроектирована трещина полудлиной 120 м при полной высоте 36,6 м. После проведения летом 1988 г. ГРП в Баженовской свите скважина стала фонтанировать с дебитом 33 м/сут, который через 17 сут снизился до 18 м^/сут. До ГРП приток был "непереливающий", т.е. уровень жидкости в скважине не поднимался до ее устья.

В 1994 г. Dowell Schiumberger провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях АО "Пурнефтегаз". В период до 01.10.95 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 120 гидроразрывов. Среднесуточный дебит обработанных скважин составил 25,6 т/сут. С начала внедрения ГРП добыто 222,7 тыс. т дополнительной нефти. Данные о дебитах скважин приблизительно через год после проведения ГРП: во втором полугодии 1994 г. на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз" было проведено 17 операций; средний дебит скважины по нефти до ГРП составлял 3,8 т/сут, а в сентябре 1995 г. -31,3 т/сут. По некоторым скважинам отмечено снижение обводненности. Внедрение ГРП позволило стабилизировать падающую добычу нефти по НГДУ "Тарасовскнефть".

Анализ результатов внедрения ГРП на месторождениях Западной Сибири показывает, что этот метод обычно применяют в одиночно выбираемых добывающих скважинах . Общепринятый подход к оценке эффективности гидроразрыва состоит в анализе динамики добычи нефти только обработанных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитывается как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине. При принятии решения о проведении ГРП в скважине часто не рассматривается эффективность этого мероприятия с учетом всей пластовой системы и расстановки добывающих и нагнетательных скважин. Видимо, с этим связаны негативные последствия применения ГРП, отмечаемые некоторыми авторами. Так, например, по оценкам  применение этого метода на отдельных участках Мамонтовского месторождения вызвало снижение нефтеотдачи из-за более интенсивного роста обвод-ненности некоторых обработанных и особенно окружающих скважин. Анализ технологии проведения гидроразрыва на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" показал, что зачастую неудачи связаны с нерациональным выбором параметров обработки, когда темп закачки и объемы технологических жидкостей и проппанта определяются без учета таких факторов, как оптимальная длина и ширина закрепленной трещины, рассчитанные для данных условий; давление разрыва глинистых экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше- и нижележащих газо- и водонасыщенных пластов. В результате уменьшаются потенциальные возможности ГРП как средства увеличения добычи, увеличивается обводненность добываемой продукции.

Опыт проведения кислотного гидравлического разрыва пласта имеется на Астраханском газоконденсатном месторождении, продуктивные отложения которого характеризуются наличием плотных пористо-трещиноватых известняков с низкой проницаемостью (0,1...5,0) и пористостью 7...14. Применение ГРП осложняется большими глубинами эксплуатационных скважин (4100 м) и высокими забойными температурами (110 °С). В процессе эксплуатации скважин произошло образование локальных депрессионных воронок и снижение пластового давления в некоторых случаях до 55 МПа от начального 61 МПа . Следствием этих явлений может стать выпадение конденсата в призабойной зоне, неполный вынос жидкости из стволов скважин и т.п. Для улучшения фильтра-ционных характеристик призабойной зоны низкодебитных скважин периодически проводятся массированные кислотные обработки с параметрами закачки, близкими к ГРП. Такие операции позволяют снизить рабочие депрессии на 25...50 % от начальных, замедлить темп роста депрессионных воронок и темп снижения устьевых и забойных давлений.

Гидравлический разрыв пласта на Астраханском месторождении осуществляется при помощи специального оборудования фирмы "ФРАКМАСТЕР". Технология проведения работ, как правило, заключалась в следующем. Первоначально определялась приемистость скважины закачкой метанола или конденсата. Затем с целью выравнивания профиля приемистости и создания условий для обработки кислотным составом менее проницаемых участков и подключения к работе пласта по всей его толщине закачивался гель. В качестве активной, реагирующей с пластом жидкости использовалась смесь соляной кислоты с метанолом либо гидрофобная кислотная эмульсия ("соляная кислота в углеводородной среде"). При проведении поинтервального ГРП кольматация высокопроницаемых зон или перфорационных каналов осуществлялась либо гелем, либо шарами диаметром 22,5 мм совместно с гелем. Момент ГРП регистрировался на индикаторной диаграмме по резкому росту и последующему падению давления с одновременным ростом приемистости. Не исключено, что на некоторых скважинах раскрылись уже существующие трещины, так как факт гидроразрыва на индикаторных диаграммах отмечен не был, а давления соответствовали градиенту давления раскрытия трещин. Практика проведения ГРП на Астраханском газоконденсатном месторождении показала его высокую эффективность при условии правильного выбора скважин и технологических параметров обработки. Существенный прирост дебита получен даже в тех случаях, когда на скважине до гидроразрыва было проведено несколько кислотных обработок, последние из которых оказались безрезультатными.

Наиболее высокая эффективность ГРП может быть достигнута при проектировании его применения 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, конкретного распределения неоднородности пласта, энергетических возможностей объекта и др. Такой анализ возможен только на основе трехмерного математического моделирования процесса разработки участка пласта или объекта в целом с использованием адекватной геолого-промысловой модели, выявляющей особенности геологической неоднородности объекта. С помощью компьютерной модели процесса разработки с применением ГРП можно оценить целесообразность проведения ГРП в нагнетательных скважинах, влияние гидроразрыва на нефтегазоотдачу и темпы выработки запасов объекта разработки, выявить необходимость повторных обработок и т.п. При промышленной реализации ГРП предварительно необходимо составление проектного документа, в котором была бы обоснована технология ГРП, увязанная с системой разработки залежи в целом. При проведении ГРП необходимо предусмотреть комплекс промысловых исследований на первоочередных скважинах для определения местоположения, направления и проводимости трещины, что позволит внести корректировку в технологию ГРП с учетом особенностей каждого конкретного объекта. Необходим систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволит принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

Факторами, определяющими успешность ГРП, являются правильный выбор объекта для проведения операций, использование технологии гидроразрыва, оптимальной для данных условий, и грамотный подбор скважин для обработки.

Основные понятия о методе гидравлического разрыва пласта

Определение. Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует   непосредственно   на   породу   пласта  вплоть   до  ее  разрушения  и возникновения   трещины.   Продолжающееся    воздействие    давления     жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва.В закачиваемую жидкость  добавляется расклинивающий     материал,    например,     песок,     керамические     шарики    или агломерированный боксит.  Назначение   этого   материала   -   удержать   созданную трещину  в  раскрытом  состоянии  после  сброса  давления  жидкости. Так создается новый,    более    просторный   канал   притока.   Канал   объединяет   существующие природные  трещины  и  создает  дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Задачи решаемые при гидроразрыве

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

              а) создание трещины

              б) удержание трещины в раскрытом состоянии

              в) удаление жидкости разрыва

              г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины

Трещина   создается   путем   закачки  жидкостей  подходящего  состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения  пластом.  Давление  жидкости  возрастает, пока не будут превзойдены  внутренние  напряжения  в  породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал  -  проппант  (обычно  песок),  переносимый  жидкостью  в  трещину.  После завершения   процесса   гидроразрыва   и   сброса   давления   проппант  удерживает трещину  открытой   и,   следовательно,   проницаемой   для   пластовых   жидкостей.

Удаление жидкости разрыва

Прежде  чем  начать  добычу  из  скважины,   следует  удалить  жидкость   разрыва. Степень сложности ее  удаления   зависит   от   характера   применяемой   жидкости, давления  в  пласте  и  относительной  проницаемости  пласта  по жидкости разрыва. Удаление  жидкости  разрыва   весьма   важно,    так   как,   понижая   относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта

До начала  проектирования  процесса следует провести  анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели :

1). Повысить   продуктивность   пласта   путем   увеличения   эффективного   радиуса дренирования скважины. В   пластах   с   относительно   низкой    проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2). Создать    канал   притока  в  приствольной    зоне    нарушенной   проницаемости.

Нарушение  проницаемости  продуктивного  пласта - важное для понимания понятие, поскольку  тип   и   масштаб    процесса    разрыва    проектируетсяименно   с   целью исправления  этого  нарушения.  Если  есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную  проппантом, и привести падение давления до      нормальной     величины     градиента     гидродинамического      давления,   то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта.  Обычно   нарушение  проницаемости  продуктивного  пласта  отождествляется  со “скиновым  повреждением”, то-есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако,  эту  величину  не  всегда  можно  определить  через  измерения  или расчет “скина”. Обычно принимают  скин - фактор   (коэффициент,   определяющий  степень нарушения  коллекторских   свойств   пласта)   равным   нулю,   чтобы   указать,    что нарушения   проницаемости   пласта   нет,   однако   это  фактически не означает, что повреждения нет.  Например,  кислотная   обработка   может   проникнуть достаточно глубоко  в  пласт  на  участке  в  несколько  метров  в  верхней   части  20 - метрового интервала   перфорации,   чтобы  при  исследованиях  было  обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично  забита  механическими  примесями  или  буровым  раствором.   Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость    пласта   может   быть    нарушена    в   результате   воздействия физических или химических факторов или их совместного  действия :  закупорки  пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из  постороннего источника.  Обыкновенный  водяной  барьер,  вызванный  избыточным  поглощением жидкости,  является    разновидностью    нарушения    проницаемости.   Аналогичный результат   вызывает   вторжение   пластовой   воды   из   другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта :

1).  Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

2).  Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

3).  Вторжение в пласт фильтрата цемента.

4).  Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

5).  Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

6)   Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в                     пласт или забивающие перфорацию.

7).  Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

8).  Закупоривание пласта природными глинами.

9).  Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

10).Отложения солей в пласте или перфорации.

11).Образование или закачка эмульсии в пласт.

12).Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения   мехпримесей в пласте.

Все  это  может  привести  к  снижению  продуктивности,  а  в  тяжелых  случаях - к полному    прекращению   добычи   из   скважины.   Помочь   могут   некоторые   виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин. Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта.  Влияние   этого   понижения    на    продуктивность    зависит    от    глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50%  в слое толщиной  5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14% .   Если   же   снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой   толще    приведет   к   потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая  должна  давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет  лишь  25%  от начальной добычинефти составит только 36 м3 /сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели  пласта   (как   математические,   так  и  физические  лабораторные  модели).   Важно   помнить,   что   для   минимизации   глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость. Первоначально   гидроразрыв   внедрялся  как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким  давлением. В  низкопроницаемых (до 10 мд)  пластах  создается высоко - проницаемый канал   (100 - 1000 дарси)  притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная  подпитка  углеводородами  из  пласта  с  очень  низкой проницаемостью. Таким   образом,   вся   энергия  пласта  используется  максимально.    Значительное влияние  на  ожидаемые  результаты   гидроразрывов   различных  типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

 Направление трещины разрыва.

Трещина    разрыва    может    быть   сориентированна    в    горизонтальном     или вертикальном направлении. Тип   разрыва,   который  может произойти в конкретных условиях   зависит   от  напряжения  в  пласте.  Разрыв  происходит  в  направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв. В   большинстве     скважин     происходят     вертикальные     разрывы.     Трещина разрыва образует   два   крыла,   ориентированные  под  углом   180°    друг  к  другу.

Вертикальный разрыв

       

                                                     

                                        

Горизонтальный разрыв. Горизонтальный    разрыв    происходит     в     скважине,     если    горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.

Горизонтальный разрыв

                                                

 
   

 Жидкости разрыва

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

Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями.

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 (таблица 11).

Таблица 11.

Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары США)

 

Наименование жидкости разрыва

Стоимость

 1 куб.м.

Стоимость 1 куб.м. гелеообразующего компонента

Стоимость в сумме

ЗАГУЩЕННАЯ ВОДА

-

66,00

66.00

ПОЛИМЕРСШИТНАЯ ВОДА

-

126,00

126,00

ЗАГУЩЕННЫЙ РЕФОРМАТ

250,00

94,00

344,00

ДВУХФАЗНАЯ ЖИДКОСТЬ

50,00

66,00

116,00

МЕТАНОЛ+СО2

350,00

150,00

500,00

ПОЛИМЕРСШИТЫЙ МЕТАНОЛ

400,00

210,00

610,00

ЖИДКИЙ СО2

300,00

-

300,00

КИСЛОТА 15%

380,00

200,00

580,00

КИСЛОТА 28%

750,00

250,00

1000,00

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 нефтьгаз и метанол.

3. Эти  жидкости  невоспламеняемы ;  следовательно  они   не  взрывоопасны.

4.Жидкости на водной основе легко доступны.

5.      Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

            Линейные жидкости разрыва.     Необходимость       загущения       воды      чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить  потерю  жидкости,   и    увеличить     ширину     трещины     было    очевидным    для    ранних иследователей.  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 использованны 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 относительнонизким показателем pH в жидкости разрыва.  Боровая  среда  была  с  высоким  показателем pH.  Также   было  разработанно  много  других  жидкостей этого  типа,    таких   как   алюминиевые,   на хромной, медной основе,и марганце.  Дополнительно в конце  1960-х , начале 1970-х годов стали использовать соеденитель на основе  КМЦ  (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соеденителя  на   основе   гидрокситилцеллюлозы, хотя последний  был     дорогостоящим.     С        разработкой        гидроксипропилового       гуара      и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных    полимеров,    также   было разработанно новое поколение   соеденителей.      Полимерные     молекулы   соеденителя   имеют тенденцию к  увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретезирует что   эта   температурная    стабильность    происходит    из     снижения   термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы  и   некоторой защищенности от гидролиза, окисления    или    других   реакций   деполимеризации которые могут  случиться.   Полимеры  соеденителя,  хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не   обязательно   вызывают   трение   при давлении  увеличивающееся  на  некоторую  степень  при   операциях   закачки.   Эти системы  были недавно   заменены   на    замедляющие   соеденительные   системы.

Замедляющие соеденительные 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 соеденительных систем жидкости.  Эти  исследования  показали,  что замедляющие     соеденительные    системы    показывают    лучщую   дерсперсность соеденителя,    дают    большую    вязкость,   и   увеличивают   в   жидкости   разрыва термостабильность.Другое приемущество этих систем  это   пониженное   трение   при закачке.       Как     результат     этого,    замедляющие     соеденительные      системы  используются     больше     чем    обычные   соеденительные     системы.     Основное достоинство использования  соеденительных   систем   над  линейными  жидкостями  описанны ниже :

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. Соеденительные системы имеют лучшею термостабильность.

4.Соеденительные 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.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва :

Жидкости на основе   пен ,     энергетические   жидкости    разрыва, где  используется  азот и углекислый газ , растворяемые в воде.

 Реология жидкостей

К  реологическим   свойствам   жидкостей     относятся     свойства,    описывающие течение жидкостей, поглощение  их, несущую способность и т.д. , например вязкость. Вязкость   жидкости   разрыва   в   очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается  породой пласта : густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.

1) Ньютоновские жидкости. У таких жидкостей наблюдается линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига . Примеры : вода, незагущенная сырая нефть, реформат.

2) Неньютоновские жидкости .Пластмассы Бингама - простейшая разновидность неньютоновских жидкостей. Как и у   ньютоновских   жидкостей,    здесь   проявляется   линейная   зависимость  между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Однако , для возбуждения потока этих жидкостей требуется некоторое,не бесконечно малое напряжение сдвига. Пример : пена.

Расчет вязкости в трещине прямоугольного сечения :

              E=P+5,79x10-3 xQ/HW2                        (Сантипуаз)                                    

где  P-пластическая вязкость (Сантипуаз)

        Q-расход при закачке (м3/мин)

        H-высота трещины (м)

        W-ширина трещины (мм)

3)Жидкости, подчиняющиеся степенному закону. У таких  жидкостей  проявляется  "кажущаяся"  вязкость,  которая  меняется  вместе с изменением расхода (скорости сдвига)."Кажущаяся" вязкость уменьшается при увеличении скорости сдвига.

4) Сверхкритические жидкости. При использовании жидкостей разрыва с  высоким  содержанием  CO2   (ГРП  смесью метанола и CO2 , ГРП жидким CO2)   разрыв происходит при давлении , а зачастую и температуре ,  которые   выше   критических параметров для CO2 . В этом диапазоне при   повышении   давления  увеличивается плотность и вязкость, реология жидкости становится трудной для описания.

Измерение вязкости.

Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна или воронки Марша.

Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра (табл.12).

Таблица 12.

Обороты вискозиметра

Скорость сдвига

100

170

200

341

300

511

600

1022

 Регулирование фильтруемости жидкости

Величина эффективности жидкости  разрыва   показывает,   какой   объем   жидкости поглащается пластом  по   отношению к количеству  жидкости, создающему трещину. Например,   если   эффективность   жидкости   равна  0,65   это  означает,  что    35%  жидкости теряется, и лишь  65%  жидкости  образуют   объем   разрыва.   Упрощенно  можно  сказать,  что  чем  ниже потери    жидкости,   тем   выше   ее   эффективность.   Однако ,   следует помнить,   что   хотя   чрезмерная  фильтрация  нежелательна,  от низкого    поглощения   не  будет  пользы,  если  не добавить в жидкость достаточное количество   проппанта    для     надлежащего    расклинивания      трещины.     Более   низкая      утечка      жидкости      также     не    даст    трещине    быстро сомкнуться  и позволит проппанту выпасть из взвешенного состояния.

Для количественной    характеристики     потерь жидкости применяется коэффициент   фильтруемости,     в     котором    учтены    порода    пласта,   свойства    жидкости   и параметры жидкости разрыва.

 Несущая способность жидкости по проппанту.

Несущая способность по проппанту является   функцией   подачи   насоса,   вязкости, концетрации   песка  и  трения  о  поверхность    трещины     разрыва.     Во      время гидроразрыва на  проппант   действуют   как   вертикальная,   так   и   горизонтальная   составляющие      вектора      скорости.       Горизонтальная    составляющая   обычно  гораздо  больше  вертикальной,  благодоря чему проппант перемещается   вместе   с жидкостью.  Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать  до  тех  пор,  пока  трещина не сомкнется.

Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с  проппантом  почти  идеальную  суспензию, что позволяет   заполнить   проппантом    весь   объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком  CO2 ,  для  получения взвеси  частиц  проппанта используется турбулентоность.

Трение.

При     проведении        гидроразрыва       до    половины      мощности     механизмов, сосредоточенных   на    площадке,    может    затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую  силу трения, чем другие.  Кроме того,  трение  тем  выше,  чем меньше диаметр труб.  Учет  трения жидкости и  требования  по  расходу  при проектировании гидроразрыва  не   менее   важны, чем ограничение  по  давлению  или совместимость  с  пластом.    На     основании     информации    по большому количеству гидроразрывов были   составлены  графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

Безопасность.

При выборе   жидкости      разрыва      помимо      опасности     высокого      давления, присутствующего    при     любом  ГРП,   следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.

 Удаление и определение количества жидкости.

Возврат   скважины   на    добычу    после    гидроразрыва     требует       тщательного планирования.  Если  давление  на  забое  скважины  недостаточно  для  того,  чтобы  скважина    начала   добывать  сама,   можно  газифицировать жидкость, создав этим дополнительную знергию и понизив   статическое    давление.   Некоторые  жидкости  разрыва,  как  жидкий  CO2  или  пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

Расклинивающие материалы (проппанты)

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость,  созданную   путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов :

Таблица 13.

Размер сит

Предельные размеры частиц(мм)

100

0,150

40-60

0,419-0,250

20-40

0,841-0,419

12-20

1,679-0,841

8-12

2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов

1) Размеры и однородность

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается   нагрузка,  которой  он  может  противостоять,  что  способствует  устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины.

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта   20/40 .  Одна  из  причин   этого   -   более     однародная,      по    сравнению     с     песком, сферичность керамических частиц.

- значительное   содержание   мелких   частиц  (пыли)  в  песке   может существенно понизить  проницаемость    трещины    разрыва.  Например, если    через    сито    40    проходит    20%    частиц    проппанта     20/40 ,   проницаемость  снизится  в   5   раз.

- проницаемость песка  10/16  примерно на 50% выше  проницаемости  песка  10 - 20.

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике

Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

2) Прочность

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального  напряжения  в скелете    породы     пласта     происходит  существенное    снижение  проницаемости     проппантов. Как видно из  графиков   долговременной   проницаемости    проппантов,      при   напряжении   смыкания  60  Мпа   проницаемость проппанта  20/40   "CarboProp" значительно выше, чем у обычного песка.   При   напряжении   смыкания выше, чем у обычного песка. При   напряжении   смыкания  примерно  32  Мпа   кривые  размеров частиц   для   всех   обычных   песков   быстро   падают.  Прочность песчанных зерен колеблется в зависимости от места  происхождения  песка  и  предельных   размеров частиц.

3) Термохимическая стабильность

Все применяемые проппанты должны   быть,  по  возможности,  химически   инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температутам.    

4) Стоимость

Наиболее     дешевым     проппантом    является   песок.  Высокопрочные проппанты,    например,   агломерированный     боксит   или     песок     со смолистым   покрытием,   гораздо   дороже.  Оценку    их     применимости    следует   делать   на     основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

 Испытание на проницаемость.

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость.  Прежде    при    испытаниях     проппантов     применялись     камеры радиальной   фильтрации.   Однако некоторые принципиальные сложности -явления, связанные с течениями,  неподчиняющимися    закону    Дарси,   и  весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления  не позволяли  получать      надежные      результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер  привело     к  разработке   линейных   фильтрационных камер.                   

Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком     методики     АНИ    является  то,    что    она    дает   результаты   только   по   кратковременной    проницаемости.   На промыслах   было   обнаруженно,   что   прогнозная добыча очень редко соответствовала   фактической.   Тому      есть     много    причин,    но    главной     причиной      являлись      чересчур      оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные   при прогнозировании. 

Типы проппантов.

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом   состоянии,   был   кремнистый   песок.   По   мере  развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка  лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные  проппанты,  пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты

Существует   два   типа   керамических   проппантов :   агломерированный   боксит   и   проппанты    промежуточной     прочности.      Проницаемость   последних    близка   к   проницаемости агломерированного боксита, плотность же  их  ниже,  чем  у  боксита,  но  чуть  выше, чем у песка.

Агломерированный   боксит    -      это     высокопрочный      проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают   его    из  высококачественных  импортных    бокситовых   руд.    Процесс изготовления включает измельчение  руды  на   очень    мелкие    частицы,   преобразование  первичной   руды   в   сферические   частицы    нужного    размера    и    обжиг    их    в    печи   при    достаточно   высокой    температуре, вызывающей    процесс     агломерации.    Конечный   продукт    обычно содержит  85%  Al2O3 .  Остальные   15%    составляют     оксиды   железа,  титана   и   кремния.   Удельная   плотность   его   3,65   по   сравнению  с плотностью песка 2,65.  Применяются   агломерированные   бокситы   в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности

Эти   проппанты  отличаются   от   агломерированных бокситов, прежде всего,  своим   составом.  Содержание  оксида  алюминия в них ниже, содержание кремния  -  выше,  а    удельная    плотность    составляет   3,15.   При    давлениях    до    80    Мпа     по    проницаемости     они      близки     к   агломерированным     бокситам.     Поэтому    в    большинстве     случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.  

3) Керамики низкой плотности

Эти  проппанты    изготавливаются  так  же,  как  и   другие     керамики.   Главное   их отличие  -  состав. Они содержат 49% Al2O3  , 45% SiO2 ,  2%  TiO2   и  следы   других оксидов.     Плотность     этих     проппантов    равна    2,72 ,   то-есть   они   наиболее распространенные проппанты благодоря их цене,  прочности   плотности,   близкой  к плотности песка.

Расчет гидравлического разрыва пласта

Составить план проведения гидроразрыва пласта, выбрать рабочие жидкости и оценить показатели процесса для седующих условий :

Эксплуатационная скважина (таблица 14), месторождения.

 Таблица 14.

ПОКАЗАТЕЛЬ

ОБОЗНАЧЕНИЕ

ВЕЛИЧИНА

РАЗМЕРНОСТЬ

Глубина скважины

L

2100

м

Диаметр по долоту

D

0,25

м

Вскрытая толщина пласта

H

13,5

м

Средняя проницаемость

K

9,8*10-8

м2

Модуль упругости пород

E

2*1010

Па

Коэффициент Пуассона

n

0,25

 

Средняя плотность пород над продуктивным горизонтом

rп

2385,2

кг/м3

Плотность жидкости разрыва

930

кг/м3

Вязкость жидкости разрыва

m

0,2

Па*с

Концентрация песка

С

1200

кг/м3

Темп закачки

Q

1,2*10-2

м3/с

1.Вертикальная составляющая горного давления:

Ргв = rgL = 2385,6*9,81*2100*10-6 = 46,75 МПа                                                     

2.Горизонтальная составляющая горного давления:

Рг = Ргв*n/(1-n) = 46,75*0,25/(1-0,25) = 15,58 МПа                                                  

В подобных условиях при ГРП следует ожидать образования вертикальной трещины.

Запроектируем гидроразрыв нефильтрующейся жидкостью. В качестве жидкости разрыва и жидкости песконосителя используем загущенную нефть с добавкой асфальтина , плотность и вязкость даны в таблице. Соддержание песка принимаем (см в таблице 4.) , для расклинивания трещины запланируем закачку примерно 5 т кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм, темп закачки (данные в таблице 4.), что значительно больше минимально допустимого при создании вертикальных трещин.

При ГРП непрерывно закачивают жидкость-песконоситель в объеме 7,6 м3  , которая одновременно является и жидкостью разрыва.

Для определения параметров трещины используем формулы, вытекающие из упрощенной методики Ю.П.Желтова.

3.Определим давление на забое скважины в конце гидроразрыва:

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*m/((1-n2)2*Рг2*Vж) =5,25*(2*1010)2*12*10-3*0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6)  = 2*10-4                                                                                 

Рзаб = 49,4*106 = 49,4 МПа                                                                                               

4.Определяем длину трещины :

l = (VжE/(5,6(1-n2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*13,5*(49,4 - 15,58)*106))1/2 = 31,7 м                                                                                                                                 

5.Определяем ширину (раскрытость) трещины:                                                               

w = 4(1-n2)*l*(Рзаб-Рг)/E = 4*(1-0,252)*31,7*(49,4-15,58)*106/1010 = 0,0158 м =1,58 см

6.Определим распространение жидкости-песконосителя в трещине:

                                     l1=0,9*l = 0,9*31,7 = 28,5 м                                                          

7.Определим остаточную ширину трещины, принимая пористость песка после ее закрытия m=0,2:

                     w1 = wno/(1-m) =  1,58*0,107/(1-0,3) = 0,73 см                                           

8.Определяем проницаемость трещины такой ширины:

                         kт = w21/12 = 0,00732/12 = 4,44*10-6 м2                                               

Гидроразрыв будем проводить через НКТ с внутренним диаметром d = 0,076 м, изолируя продуктивный пласт пакером с гидравлическим якорем.

Определим параметры ГРП.

1.Потери давления на трение при движении жидкости-песконосителя по НКТ.

            rж = rн(1-no)+rпес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3                     

Число Рейнольдса

                 Re = 4Qrж/(pdmж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9                   

Коэффициент гидравлического сопротивления

                l = 64/Re = 64/633,7 = 0,124                                                                               

По Ю.В.Желтову, при наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя турбулизация потока, и потери на трение при Re=516.9 и no = 0,324 возрастают в 1,52 раза:

                

                  16Q2L            1,52*0,124*16*(12*10-3)2*2100*1439

Рт = 1,52l¾¾¾   rж = ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾  = 26 МПа            

                  2p2d5                                  2*3,142*0,0765

2.Давление, которое нужно создать на устье при ГРП:

Ру = Рзаб-rжgL + Рт = 49,4-1439*9,81*2100*10-6 + 26 = 45,9 Мпа                             

3.Рабочие жидкости гидроразрыва в скважину закачивают насосными агрегатами 4АН-700 (табл. 15.)

Таблица.15.

               Скорость

Подача, л/с

давление, мпа

1

6,0

70

2

8,3

51

3

11,6

36

4

14,6

29

Необходимое число насосных агрегатов:

N = РуQ/(РаQakтс) +1 = 45,9*12/(29*14,6*0,8) + 1 = 3                                                  

Где Ра- рабочее давление агрегата;

Qa- подача агрегата при этом давлении

kтс - коэффициент технического состояния агрегата в зависимости от срока службы kтс = 0,5 - 0,8

4.Объем жидкости для продавки жидкости-песконосителя :

Vп = 0,785*d2L = 0,785*0,0762*2100 = 9,52 м3                                                            

5.Продолжительность гидроразрыва :

t = (Vж+Vп)/Qа = (7,6+6,37)/(14,6*10-3*60) = 19,5 мин.                                                  

Техника и технология гидравлического разрыва пласта

Технология ГРП включает следующие операции: промыву скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку  и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

По технологическим схемам проведения различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП.

При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно, при направленном -  лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную продуктивность, а при многократном ГРП  осуществляется воздействие последовательно на каждый в отдельности пласт или пропласток.

Проектирование технологии ГРП в основном сводится к следующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, принимают 5-10т песка. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удерживающей способности. При использовании воды она составляет 40-50кг/м3.  Тогда по количеству и концентрации песка рассчитывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных обычно используют 5-10м3 жидкости-разрыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя.

Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2м3/мин и может быть оценен при образовании вертикальной и горизонтальной трещин соответственно по формулам:

                                                      .                                                           

где Qгор – мин. расходы, л/с; h – толщина пласта, см; Wверт, Wгор – ширина верт. и гор. трещины, см; µ - вязкость жидкости, мПа х с; Rт – радиус гориз. трещины, см.

Давление ГРП пласта устанавливают по опыту или оуенивают по формуле:

РГРП=рr + sр                

где рГРП – заб. давление разрыва пласта; рr =Hrпg – горное давление; sр – прочность породы пласта на разрыв в условиях всестороннего сжатия; H – глубина залегания пласта; rп – средняя плотность вышележащих горных пород, равная 2200-2600 кг/м3, в среднем 2300 кг/м3; g – ускорение свободного падения.

Давление нагнетания на устье скважины:

РУ = рГРП + Δртр - рс

где Δртр –потери давления на трение в трубах; рс – гидростатическое давление столба жидкости в скважине.

Если давление нагнетания рУ больше допустимого устьевого давления рУдоп, то на НКТ над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер  якорем. Допустимое давление рУдоп принимается как наибольшее из двух давлений, вычисленых по формуле Ламэ и с использованием  формулы Яковлева-Шумилова.

В осадочных горных породах обычно образуются субвертикальные трещины, длина которых достигает первых десятков метров, а раскрытие - нескольких мм, реже см. ГРП вызывает возрастание дебитов в 1,5-2 раза и более. Для повышения эффективности ГРП в карбонатных породах его сочетают с кислотной обработкой пород. Давление разрыва плохо поддается теоретическому предсказанию, поскольку зависит от многих причин: напряжений в породе, ее прочности, уже существующей трещиноватости, угла наклона пласта и т.д. Обычно избыточное давление подбирается эмпирически и колеблется от 0,1 до 1,5 (в среднем примерно 0,8) гидростатического.

Для проведения ГРП скважина соответствующим образом оборудуется. К ее устью подключаются высокопроизводительные насосы, способные развить необходимое избыточное давление. Внутрь обсадных труб опускаются насосно-компрессорные трубы, оборудованные в нижней части пакером (рис. 1). Затрубное пространство обсадной колонны выше интервала ГРП должно бать надежно зацементировано.

При соблюдении всех технологических требований и благоприятных условий для ГРП эффект его несомненен.

Специальные агрегаты и технические средства, применяемые 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 (буфер) закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижения 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, ёмкость с нефтью или дизтопливом, смесительный агрегат (блендер). Обвязка системы имеет 1,5-кратный запас прочности.

Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП (насосными агрегатами) осуществляется через компьютерный центр, который имеет автоматическую защиту от возможных аварий (порывов обвязки). В случае аварии компьютерный центр автоматически отключает насосы, обратные клапана обвязки закрывают обратное течение жидкости у скважины и перед каждым насосным агрегатов. Сброс давления производится в вакуумную установку, входящую в комплект оборудования ГРП и постоянно включенную в обвязку. Эта же вакуумная установка собирает остатки жид  кости в обвязке и насосах после ГРП, с целью исключения проливов на почву при демонтаже линий. Сброс давления из затрубного пространства производится в емкость ЦА-320, постоянно подключенной к устью скважины через крестовину фонтанной арматуры.

Для производства ГРП используется следующая техника (на примере рассматриваемой области месторождений):

1. КРАЗ-250 ЦА

2. Урал-4320 пожарная машина

3. Кенворд песковоз

4. Кенворд хим.фургон.

5. Кенворд блендер

6. Кенворд насосная установка

7. Кенворд цемент агрегат

8. Кенворд-трубовоз

9. Форд-350 лаборатория

10. УАЗ-3962 санитарный фургон

11. К-700 вакуумная установка

Техника Кенворд оборудована специальными фильтрами, улавливающими выбросы.

Подземное оборудование, применяемое при ГРП.

Глушение скважины производится специальным солевым раствором, который готовится на растворном узле.

Применяемая технология исключает попадание раствора на поверхность почвы и ближайшие водоемы. При подготовке скважины к ГРП для исключения возможных выбросов жидкости глушения и продукции скважины устье последней оборудуется превенторными установками «Нydril».

При подготовке к ГРП для закачки жидкости в скважину спускается колонна НКТ диаметром 89 мм. Затрубное пространство ( обсадная колонна и НКТ 89 мм ) герметизируется установленным в зоне ГРП пакером. Установка пакера проверяется опрессовкой затрубного пространства водой на рабочее давление обсадной колонны через ЦА-320.

Устье скважины для проведение ГРП оборудуется двумя задвижками "Хамера" (рабочая и дублирующая).

 Жидкость разрыва и расклинивающие агенты.

Для гидроразрыва лучше всего применять жидкость, не содержащую водной фазы. По технологии должна использоваться солярка, но чаще находит применение нефть (как более доступный и относительно дешевый продукт) с активатором гелеобразования и деструктором, а также ПАВом - понизителем трения. Соотношение специальных добавок зависит от температуры объекта (пласта) последующей обработки. Так, система ROG-4 применяется для высоких (более чем 80оС) температурных условий, ROG-5 соответственно для низких. Каждый из указанных видов жидкости в зависимости от температуры среды обладает оптимальными реологическими свойствами. Используется определенная постоянно действующая система измерения параметров жидкости и регулирования ее значений специальными добавками, определенными на базе проводимых на скважине компьютерных расчетов. Структуированная жидкость является оптимальной для переноса закрепляющего материала, к тому же она практически не взаимодействует с породой и насыщающими ее флюидами. Отсутствие в ее составе водной фазы исключает возможность (при деструкции геля) негативного влияния на характер насыщения контактирующей с ней пластовой среды. Физические свойства жидкости характеризуются следующими показателями: плотность - 0,85 т/м3,   вязкость - 90 Мпа.с, коэффициент консистенции - 0,3. Для закрепления трещины закачивается высокопрочный (выдерживает давление не менее 70 Мпа) искусственный термический продукт (пропант) алюмосиликатного состава. Применяемый материал практически одного размера (20/40 меш.), зерна достаточно совершенные, круглые, средний коэффициент сферичности 0,9. Это обеспечивает высокую фильтрационную способность (около 200 дарси) даже при самой плотной упаковке и внешнем давлении 50 Мпа.

Критерии выбора скважин для проведения ГРП.

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям.

1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии.

1.1. эффективная толщина пласта не менее 5 м;

1.2. отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

1.3. продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;

1.4. удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

1.5. накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;

1.6. расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;

1.7. скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м

1.8. проницаемость пласта не более 0,03 мкм2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.

2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.

2.1. начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

2.2. наличие скин-эффекта на КВД;

2.3. обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;

2.4. продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.

Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с технической, технологической и геолого-промысловой позиций.

При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней безусловно  должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП.

Технология проведения ГРП.

На примере месторождений АО «Томскнефть» рассмотрим технологию проведения ГРП.

Технология проведения процесса следующая. Проводится запакеровка эксплуатационной колонны на 15-20 метров выше кровли интервала перфорации, интервал пакеровки выбирается по диаграмме МЛМ.

Устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУ-700. Затрубное пространство опрессовывается на давление 15 МПа с целью проверки герметичности пакера. В дальнейшем при проведении процесса давление на затрубном пространстве на уровне давления опрессовки с целью снижения нагрузки на резиновые манжеты, создаваемой подпакерным давлением во время проведения процесса.

Для проведения ГРП используется 8 насосных агрегатов, причем 6 из них заняты на проведении процесса, 2 работают в холостом режиме.

Нагнетание эмульсии производится при давлении разрыва при общей производительности агрегатов 1,8 м3/мин. В поток закачиваемой жидкости подается закрепляющий материал с концентрацией 150 кг/м3, которая постепенно увеличивается и в последние 20 мин составляет 500 кг/м3. Песок предварительно затаривается в пескосмесители УСП-50 и подается на всасывающий патрубок 4АН-700 агрегатом ЦА-320. После прекращения подачи песка производится закачка продавочной жидкости 20 м3 при темпе 2,4 м3/мин.

Задвижка на буфере закрывается после проведения процесса, устье скважины оборудуется манометром и по нему снимается кривая падения давления, интерпретация которой позволяет определить радиус трещины.

Из техники использовались пескосмесители и агрегаты ЦА-820 и АН-700, которые позволяют поднять давление на устье скважины до 45-60 МПа. Однако, при давлениях 60 МПа агрегаты АН-700 эксплуатировались на пределе своих возможностей, т.е. при значительных глубинах и плотном продуктивном пласте возникают технические ограничения по давлениям, и соответственно расходу жидкости.

При достижении упомянутых величин обычно происходит гидроразрыв пластов. Указанный диапазон давлений предопределялся различием литолого-физических, а в основном, прочностными характеристиками пластов и напряжениями в породе. Поэтому созданные ГРП трещины ориентированы в вертикальном направлении.

По отечественной технологии для осуществления разрыва и переноса закрепляющего трещину материала используется специальная композиционная жидкость, где в аммонизированный водный раствор нитрата кальция (АРНК), составляющего 55-65 % от общего объема жидкости (около 100 м3), добавлялись 30-43% нефти и 1,5-3,0% эмульгатора. Тип применяемого эмульгатора, в свою очередь, зависел от температуры наружного воздуха.

Полиэмульсия АРНК характеризуется повышенными физическими характеристиками: плотность 1,18-1,24 т/м3, вязкость - 120-150 Мпа.с, коэффициент консистенции - 0,8. Повышенные вязкость и консистенция жидкости предусматривались, чтобы обеспечить перенос песка, используемого в целях закрепления трещины, объем которого постоянен и составляет около 20 т. Максимальная концентрация песка в жидкости достигала 500 кг/м3. Для лучшего раскрытия трещин и исключения выпадения песка на забой скважины требовалась высокая скорость прокачки, которая оказалась технически осуществимой на уровне только 2,4 м3/мин.

В качестве расклинивающего агента использовался привозной кварцевый песок .

Применение при проведении ГРП отечественной технологии не дало удовлетворительных результатов, поэтому в настоящее время на месторождениях района ГРП проводится СП "Вах Фракмастер Сервисиз" по зарубежной технологии и с применением более совершенной техники.

По зарубежной технологии для закачки используется специальное насосное оборудование: эжекторные плунжерные горизонтальные насосы трехцилиндровые со сменной гидравлической частью (от 3" до 71/2,"), развивающие давление до 100 Мпа и расход 2,5 м3/мин.

Установлены теоретические (подтвержденные экспериментально) зависимости геометрических размеров трещины: длина х высота (площадь распространения разрыва), ширина от вязкости, количества закачиваемой жидкости, давления и темпов закачки. Их довольно сложная взаимосвязь отражена и решается на уровне компьютерного моделирования как до проведения работ на скважине, так и в процессе.

Насосами обеспечивается высокая скорость прокачки жидкости 5,5 м3/мин и при относительно небольшой плотности пропанта (1,6 т/м3) в процессе операции выдерживается достаточно высокая (до 1000 кг/м3) концентрация переносимого закрепляющего материала.

Через определенное расчетное время, по мере перехода ( под действием деструктора) из гелеобразного состояния в более подвижное жидкое, закачанный флюид посте  пенно удаляется из трещины.

Из вышеизложенного следует, что применяемые СП "Вах фракмастер Сервисиз" и специализированные только для ГРП спецобработанные жидкости, закрепляющий материал, а также техника и технология по многим показателям выгодно отличаются от отечественной. Это в совокупности обеспечивает больший как начальный, так и накопленный прирост добычи нефти. В качестве преимущественных усматриваются следующие основные факторы:

-отсутствие в жидкости ГРП водной фазы;

-высокие фильтрационные свойства закрепляющего материала, обеспечиваемое сферичностью зерен и однородностью фракции;

-технологическая и техническая возможность проводить ГРП с установленной длиной и шириной трещин. Теоретически установлено, что при низких темпах закачки жидкости ГРП (около 2,5 м3/мин) образуются длинные (до 300 м) трещины. Для формирования относительно коротких и широких трещин необходимы вдвое большие темпы закачки жидкости. Наличие длинных трещин, как известно, может способствовать нежелательным преждевременным прорывам закачиваемых вод.

Помимо изложенного немаловажным является и существенное различие в очередности операций при пуске скважины в работу. Так, непосредственно после ГРП по зарубежной технологии проводится отработка скважины на излив через различные штуцера в возрастающей последовательности их диаметров: 2, 4, 8 мм; тем самым обеспечивается плавное увеличение депрессии в призабойной зоне, сопровождающееся выносом жидкости гидроразрыва, укреплением горным давлением пропанта в трещине и подключением в работу объекта разработки. Как следует из вышеизложенного, во всем процессе работ ГРП в среду коллектора призабойной зоны извне водная фаза не привносится, что благоприятствуют движению и извлечению нефтяной фазы.

Другим методом проводится ГРП по отечественной технологии. Сразу после проведения ГРП осуществляется глушение скважины соленым растворов с последующим срывом пакера и подъемом НКТ. Затем спускается насосное оборудование и начинается эксплуатация скважины. Таким образом, по отечественной технологии весь процесс от начала ГРП до последующего пуска скважины в работу практически постоянно сопровождается присутствием в призабойной зоне и трещине водной фазы.

Общеизвестно негативное влияние на продуктивность процесса глушения скважин, причем степень этого влияния пропорциональна времени воздействия жидкости на зону пласта. На рассматриваемом месторождении для глушения скважин применяется солевой раствор и, в зависимости от величины пластового давления в районе скважины, плотность обычно колеблется около 1,18 т/м3 (минерализация -  300 г/л).

В промысловой практике раствор должным образом не фильтруется, поэтому в скважину закачивается много инородных веществ песчано-глинистого состава. Содержание их настолько велико, что нередко является причиной выхода из строя насосного оборудования. Отсюда несложно представить степень кольматации проницаемых прослоев в интервале перфорации, трещине гидроразрыва и неизбежного снижения за счет этого продуктивности скважин.

Оценка технологической эффективности проведения ГРП

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией современных методов увеличения нефтеотдачи пластов гидроразрыв относится к группе физических методов.

Технологическая эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи характеризуется:

- дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта;

- текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта;

- сокращением объема попутно добываемой воды. Дополнительно добытая нефть за установленный период времени определяется арифметической разностью между фактической скважин с ГРП и расчетной добычей без проведения ГРП (базовая добыча).

При подсчете добычи нефти за истекший период основная задача заключается только в правильном определении базовой добычи нефти.

Одним из методов является повариантный расчет технологических показателей разработки, базирующийся на физически содержательных математических моделях. В этом случае достаточно надежная адаптация расчетных показателей к фактическим возможна при наличии исходных физических параметров и длительной истории эксплуатации. При надежной адаптации метод позволяет определять изменения добычи по группам скважин, залежам и особо привлекателен возможностью количественной оценки взаимовлияния (интерференции) скважин. Точность результатов зависит как от надежности и полноты исходной информации, так и возможностей математической модели.

Что касается расчетных методов оценки, то, исходя из конкретной ситуации, необходимо отметить следующее. Скважины с ГРП рассредоточены практически по всей территории крупного месторождения. Создание расчетной модели объектов даже по отдельным площадям сопряжено с огромным объемом работ и задействованием мощной вычислительной техники. К тому же, к настоящему времени по скважинам имеется очень скудная геолого-физическая и геолого-промысловая информация, часть которой подвержена изменениям в процессе эксплуатации скважин, во времени. В итоге, в значительной мере затрудняется адаптация расчетной модели и получения надежных прогнозных технологических показателей разработки. При этом представляется, что результаты наиболее приемлемы или страдают наименьшей погрешностью для относительных оценок взаимовлияния скважин, т.е. их интерференции.

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.

Статистика



Яндекс.Метрика