Гидравлический разрыв пласта представляет собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, состоящий в том, что порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под действием избыточного давления, создаваемого закачкой в скважину жидкости разрыва с расходом, который скважина не успевает поглощать. 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 транспортируют зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышаются дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также повышается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабодренируемых 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 проппантов и соответственно по размерам создаваемых трещин .

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную 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 высокопроводящих 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 нефтеизвле-чения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01-0,05 мкм 2 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, который позволяет вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10 -4 мкм 2) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. 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.

Технология применения гидроразрыва в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин в горных породах, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Математическое моделирование процесса трещинообразования базируется на фундаментальных законах теории упругости, физики нефтегазоносных пластов, фильтрации, термодинамики. Первую теоретическую модель распространения двумерной трещины, получившую всеобщее признание, предложили С.А. Христианович, Ю.П. Желтов и Г.И. Баренблатт (модель I). Несколько позже Т.К. Perkins, L.R. Kern была предложена вторая модель (модель II). Эти две основные двумерные теоретические модели распространения трещин гидроразрыва различаются физической постановкой задач (рис. 1.1). В обеих моделях высота вертикальной трещины постоянна, но в модели I вертикальное поперечное сечение трещины - прямоугольник, а в модели II - эллипс. Горизонтальное сечение вертикальной трещины в модели I - эллипс с заострениями на концах трещины, а в модели II - эллипс. Вертикальные продольные сечения трещин в обеих моделях - прямоугольники. Вертикальное поперечное сечение горизонтальной круговой в плане трещины гидроразрыва в модели II является эллиптическим, а в модели I - эллиптическим с заострениями на противоположных концах. Обе модели опираются на линейную теорию трещин в упругом теле. Различия в моделях приводят к различию в поведении давления в трещине и других параметров процесса гидроразрыва. Области применения для каждой из этих моделей указаны в работе R.P. Nordgren : в рамках модели I описывается распространение вертикальной трещины в горизонтальной плоскости, а в рамках модели II - ее рост в вертикальном направлении. На ранней стадии распространения трещины, когда ее длина много меньше высоты, применима модель I; на поздней стадии, когда длина трещины значительно превышает высоту, применима модель II. В настоящее время в нефтепромысловой 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 . Исследования, посвященные механизму трещинообразования при гидравлическом разрыве пласта и математическому моделированию этого процесса, обсуждаются в обзорах В.А. Реутова , M.J. Economides, K.G. Nolte , J.L. Gidley, S.A. Holditch, D.E. Nierode, R.W. Veatch , N.R. Warpinski, Z.A. Moschovidis, C.D. Parker, I.S. Abou-Sayed . В данной работе изучается влияние трещин гидроразрыва на фильтрационные процессы в пласте и на эффективность разработки месторождений нефти и газа.

Модель I Модель II

Рис. 1.1. Модели распространения вертикальной трещины

Возможность образования вертикальной или горизонтальной трещины зависит от распределения тектонических напряжений . На малых глубинах вертикальное напряжение может оказаться значительно меньше горизонтальных эффективных напряжений, что благоприятствует образованию горизонтальной трещины. Считается, что в нормальных условиях горизонтальные трещины образуются на глубинах до 200 м, а вертикальные - на глубинах свыше 400 м . На промежуточных глубинах, где главные напряжения примерно равны, ориентация трещин определяется другими факторами, например анизотропией. Поскольку нефтяные и газовые пласты, разрабатываемые в настоящее время, в основном приурочены к значительным глубинам, в большинстве теоретических исследований рассматриваются вертикальные трещины.

1.2. ЗАРУБЕЖНЫЙ ОПЫТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представле-

ния о процессе ГРП были описаны в работе J.B. Clark в 1949 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более ста тысяч ГРП . По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинооб-разования достигла 90 % . К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США пиковое количество операций по стимулированию скважин методом гидравлического разрыва производилось в 1955 г. и составляло 4500 ГРП в месяц, к 1972 г. это количество снизилось до 1000 ГРП в месяц и к 1990 г. стабилизировалось на уровне 1500 операций в месяц .

Технология применения гидроразрыва 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 глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделей трещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки .

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” и содержащей проппант жидкости;

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; обладать совместимостью с породами и флюидами пласта; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность; иметь 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 гг. начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидрокси-пропилгуар. 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 (обычно С0 2 и N 2) 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 устанавливающегося по прошествии времени, так как увеличение производительности 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 CO 2 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. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.

Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии, - проппанты - классифицируются следующим образом: 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 .

Основным и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин является песок. Его плотность 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 с плотностью 2,7-3,3 г/см 2 , 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 2 . Использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.

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

Прочность является основным критерием при подборе проп-пантов 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 для различных глубин применяют следующие виды проппантов: кварцевые пески

До 2500 м; проппанты средней прочности - до 3500 м; проппан-ты 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 проп-панта более высокой проводимости .

Наиболее часто применяют проппанты с размерами гранул 0,85-0,425 мм (20/40 меш), реже 1,7-0,85 мм (12/20 меш), 1,18

0,85 мм (16/20 меш), 0,425-0,212 мм (40/70 меш). Выбор нужного размера зерен проппанта определяется целым комплексом факторов. Чем крупнее гранулы, тем большую проницаемость имеет 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 слабосцементиро-ванных коллекторах предпочтительней использование проппанта более мелкой фракции, так как за счет выноса из пласта мелкодисперсных частиц упаковка крупнозернистого проппанта постепенно засоряется и ее проницаемость снижается.

От округлости и сферичности гранул проппанта зависит плотность его упаковки в трещине, ее фильтрационное сопротивление, а также степень разрушения гранул под действием горного давления. Плотность проппанта определяет перенос и расположение проппанта вдоль трещины. Проппанты высокой плотности труд-

нее 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, или использованием маловязких жидкостей при повышенном темпе их закачки. В последние годы зарубежные фирмы стали выпускать облегченные проппанты, характеризующиеся пониженной плотностью.

В связи с большим разнообразием имеющихся на американском рынке жидкостей разрыва и проппантов 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. Важнейший элемент такой подготовки

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, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

свойства жидкости разрыва и проппанта.

Основными источниками информации являются данные геологических, геофизических и петрофизических исследований, лабораторного анализа керна, а также промыслового эксперимента, состоящего 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; максимизацию глубины проникновения проппанта в трещину; оптимизацию параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта;

минимизацию стоимости обработки;

максимизацию 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., Schlumberger 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 ”ди-зайна” 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 Техаса, Вайоминга 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-Бэй (США), показали, что полудлина появившихся таким образом трещин составляет 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 количество 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 гг. . Гидроразрывы в нефтяных горизонтальных скважинах проводились на месторождениях в датской части Северного моря . На газовом месторождении в Северном море (Нидерланды) в пласте с проницаемостью 0,001 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 мкм 2), средней пористостью 0,1-0,12 и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе длиной 600 м созданы четыре поперечные трещины, полудлина каждой из которых около 100 м. Пиковый дебит скважины составил 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, то трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Продольная трещина не может дать значительного увеличения производительности горизонтальной скважины, но горизонтальная скважина, пересеченная продольной трещиной, может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. Учитывая, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения производительности скважин вследствие ГРП в средне- и высокопроницаемых 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) на 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 высокопроницаемых пластах основным фактором увеличения производительности 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 несущей проппант жидкости 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 2 мм . 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 водонефтяному контакту . Технология TSO успешно применяется на месторождении Прадхо-Бэй (США), в Мексиканском заливе, Индоне- зии, 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 пропласт-ков 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 одного миллиона 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

В конце 70-х гг. 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 гг. приурочен второй пиковый период в проведении операций ГРП в мире, когда количество 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 в Германии, Нидерландах 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 использовались средне- и высокопрочные искусственные проппанты. В период 1976-1985 гг. в Германии было проведено несколько десятков массированных ГРП. Расход проп-панта при этом составлял в большинстве случаев 100 т/скв, в трети случаев - 200 т/скв, а при проведении наиболее крупных операций доходил до 400-650 т/скв. Длина трещин изменялась 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 составил 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. Расход проппанта при ГРП в газоносных песчаниках, расположенных на глубине 2700-3000 м, составлял 100-250 т/скв . Причем если сначала трещины закрепляли либо песком, либо средне- или высокопрочным синтетическим проппантом, то с начала 80 -х гг. 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 проп-панта 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 % от 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 проппан-ты 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 конца трещины и естественных микротрещин, ответвляющихся от основной, 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 стороны, снижается риск неудачи операции на завершающей стадии, так как легкий проппант уже доставлен в трещину. Массированные ГРП, проведенные в Югославии, одни из крупнейших в Европе, так как на первой стадии в трещину закачивалось 100-200 т легкого проппанта, а на второй 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 количество 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 проведению и планированию ГРП в Западной Европе отмечается в Северном море: на Британских газовых месторождениях и нефтесодержащих 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 б. 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 ком-паниями-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 гидроразрыв.

1.3. ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА РОССИЙ СКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 г. Общее количество ГРП в б. 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 промысловоэкспериментальные исследования по изучению механизма гидроразрыва и его влияния на производительность скважин . В последующий период количество проводимых ГРП снизилось и стабилизировалось на уровне примерно 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Краснодарского края, Волго-Урала, Татарии (Ромашкинское и Туймазинское месторождения), Башкирии, Куйбышевской и Грозненской областей, 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 созданная в заранее выбранном интервале горизонтальная трещина гидроразрыва использовалась в качестве водоизолирующего экрана. Массированный гидроразрыв в б. 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 70х до конца 80-х гг. в отечественной нефтедобыче гидроразрыв в промышленных масштабах не применялся.

Возрождение отечественного ГРП началось в конце 80-х гг. 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 отно

сительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных проппантов. До конца 80-х гг. 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 в 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 0,05 мкм 2 , 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 производительности 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. Высокопроводящие 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 потенциальной производительностью скважин в 2-3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следовательно, переводить часть забалансовых запасов в промышленные. Увеличение производительности скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины и размерами трещины, 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 мкм 2 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 скважино-операций проводилось специализированными совместными предприятиями по зарубежным технологиям и на зарубежном оборудовании. К 1995 г. объем проведения ГРП в Западной Сибири достиг уровня 500 скважино-операций в год. Доля ГРП в низкопроницаемых коллекторах (юрские отложения, ачимовская пачка) составила 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 0,05 мкм 2 , из них 51 % -менее 0,01 мкм 2 и 45 % - менее 0,005 мкм 2 . 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 обводненности 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 чисто нефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной (ачимовская пачка и пласты Б 4-5 Приразломного месторождения), где дебит жидкости увеличился с 3,5-6,7 до 34 т/сут при росте обводненности всего на 5-6 %.

Широкомасштабное проведение ГРП на крупнейшем Само-тлорском месторождении начато в 1992 г. силами СП “Самотлор Сервисиз”. К началу 1997 г. проведено 432 операции, успешность составила 94 %, дополнительно добыто более 4 млн т нефти . Полудлина трещин гидроразрыва в среднем составляет около 40 м. Массированное проведение ГРП позволило изменить установившуюся тенденцию падения добычи нефти: по некоторым объектам отмечается не только снижение темпов падения, но и стабилизация, и даже рост добычи. Эффект от ГРП достаточно стабилен, его продолжительность не ограничивается рассматриваемым периодом (4 года). По всем объектам отмечается снижение обводненности добываемой продукции в первые годы после ГРП, причем этот эффект наиболее значителен для прерывистых коллекторов, что связано с вовлечением в разработку не дренированных ранее запасов и, следовательно, приростом нефтеотдачи пластов.

Опыт гидроразрыва прерывистых пластов, представленных в основном отдельными линзами коллектора, получен также 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 Повхов-ского месторождения является вовлечение в активную работу прерывистой зоны пласта БВ 8 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 раза. Среднее отношение дебита жидкости после ГРП по отношению к максимальному дебиту, достигнутому до ГРП и характеризующему потенциальные возможности скважины, равнялось 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 Schlumberger” 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 советско-канадского эксперимента по проведению массированного ГРП на Салымском месторождении . Например, на одной из скважин в пласте с проницаемостью 10 -3 мкм 2 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 3 /сут, который через 17 сут снизился до 18 м 3 /сут. До ГРП приток был “непереливающий”, т.е. уровень жидкости в скважине не поднимался до ее устья.

В 1994 г. “Dowell Schlumberger” провела несколько десятков ГРП на Ново-Пурпейском, Тарасовском и Харампурском месторождениях ОАО “Пурнефтегаз”. В период до 01.10.95 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. В работе приводятся 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”.

Опыт проведения гидроразрыва частично истощенных юрских пластов нефтяных месторождений, для которых характерно быстрое падение и низкие темпы добычи, неэффективное заводнение и низкий текущий коэффициент нефтеизвлечения, накоплен в ОАО “Варьеганнефтегаз” . Проведенный анализ показал, что использование жидкостей разрыва на водной основе с закачиванием небольшого количества проппанта (до 10 т) при низких концентрациях приводит к образованию коротких трещин с невысокой проводимостью и позволяет лишь кратковременно увеличить производительность скважины. Переход на применение флюида на нефтяной основе с закачкой 25-35 т проппанта при недопущении контакта формации с водой после проведения ГРП дал гораздо лучшие результаты: увеличение дебита жидкости в 5 раз по сравнению с его ростом в 2 раза при использовании флюида на воде, снижение обводненности, уменьшение продолжительности вывода скважины на режим, увеличение длительности эффекта. Такие гидроразрывы оказались экономически эффективными и позволили снизить период окупаемости капитальных вложений на проведение этих работ в 3-4 раза по сравнению с операциями, в которых применялись жидкости на водной основе. Из 180 ГРП, проведенных в период 1995-1997 гг., 30 гидроразрывов реализовано на нагнетательном фонде, что привело к увеличению приемистости скважин в среднем в 5 раз и при грамотном подборе скважин для обработок оказалось эффективным средством увеличения нефтеизвлечения.

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 работы , применение этого метода на отдельных участках Мамонтовского месторождения вызвало снижение нефтеотдачи из-за более интенсивного роста обводненности некоторых обработанных и 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)-10 -3 мкм 2 и пористостью 0,07-0,14. 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 . Вследствие этих явлений может произойти выпадение конденсата в призабойной зоне, неполный вынос жидкости из стволов скважин и т.п. Для улучшения фильтрационных 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 осуществлялся 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.

1.4. ФАКТОРЫ УСПЕШНОСТИ ОПЕРАЦИЙ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

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

Принятие решения о проведении гидравлического разрыва пласта в каждом конкретном случае осуществляется с учетом горно-геологических условий. Однако, как правило, при анализе геолого-физических свойств потенциального объекта учитываются следующие особенности :

неоднородность пласта по простиранию и расчлененность по толщине, обеспечивающие высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон и пропластков, не дренированных ранее;

проницаемость пласта, которая обычно не должна превышать

0,03 мкм 2 при вязкости нефти до 5 мПа-с и 0,03-0,05 мкм 2 при вязкости нефти до 50 мПа-с (В пластах более высокой проницаемости эффективен локальный ГРП, который дает значительный эффект в основном как средство обработки призабойной зоны.);

толщина и выдержанность литологических экранов, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4,5-6 м;

глубина залегания пласта, которая, как правило, не должна превышать 3500 м и определяет требования к технологии ГРП, в частности к прочности применяемого проппанта;

запас пластовой энергии и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, достаточные для значительного и продолжительного увеличения дебита скважин после гидроразрыва и, следовательно, обеспечивающие окупаемость затрат на проведение ГРП;

выработанность извлекаемых запасов, которая, как правило, не должна превышать 30 %.

Исследования в области технологии проведения гидравлического разрыва, посвященные прежде всего вопросам подбора проппанта и жидкости разрыва, определения необходимого количества этих агентов и условий их нагнетания, активно ведутся в настоящее время. Современное состояние этой проблемы достаточно подробно освещено в работах .

Наиболее высокой эффективности гидроразрыва можно достигнуть, если выбор скважин для обработок и оптимизация параметров трещин, обеспечивающая баланс между фильтрационными характеристиками пласта и трещины, осуществляются с учетом геолого-физических свойств объекта, распределения напряжений в пласте, определяющего ориентацию трещин, системы заводнения и расстановки скважин. Эффект от проведения гидроразрыва 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 математического моделирования процесса разработки участка пласта или объекта в целом с использованием адекватной геолого-промысловой модели, выявляющей особенности геологической неоднородности объекта.

ГРП состоит из трех принципиальных операций:

1. создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных);

2. закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин;

3. продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления.

При этих операциях используют три категории жидкостей :

• жидкость разрыва,
• жидкость-песконоситель
• продавочную жидкость.

Рабочие агенты должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Не должны уменьшать проницаемость ПЗС. При этом, в зависимости от категории скважины (добывающая; нагнетательная; добывающая, переводимая под нагнетание воды), используются различные по своей природе рабочие жидкости.

2. Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием.

3. Не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т.е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента).

4. При использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.

5. Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).

6. Должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.

Технология проведения ГРП :

• Подготовка скважины - исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.
• Промывка скважины - скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).
• Закачка жидкости разрыва – создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

Жидкости разрыва :

в добывающих скважинах

Дегазированную нефть;

Загущенную нефть, нефтемазутную смесь;

Гидрофобную нефтекислотную эмульсию;

Гидрофобную водонефтяную эмульсию;

Кислотно-керосиновую эмульсию и др.;

в нагнетательных скважинах

Чистую воду;

Водные растворы соляной кислоты;

Загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом - ПАА, сульфит-спиртовой бардой - ССБ, карбоксиметилцеллюлозой - КМЦ);

Загущенную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др.

При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин).

Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов.

Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при опережении скоростью закачки скорости поглощения жидкости пластом. У низкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. При этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.

Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки - давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход - давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины.

• Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную функцию. Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.

Указанные требования диктуются условиями эффективного заполнения трещин наполнителем и исключением возможного оседания наполнителя в отдельных элементах транспортной системы (устье, НКТ, забой), а также преждевременной потерей наполнителем подвижности в самой трещине. Низкая фильтруемость предотвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале. В противном случае концентрация наполнителя в начале трещины возрастает за счет фильтрации жидкости-песконосителя в стенки трещины, и перенос наполнителя в трещине становится невозможным.

В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт и др.

Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессоры) - растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры и т.п.

• Закачка продавочной жидкости – продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, должно соблюдаться следующее условие:

где - скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с;

Вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.

Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

Кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 +1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

Стеклянные шарики;

Зерна агломерированного боксита;

Полимерные шарики;

Специальный наполнитель - проппант.

Основные требования к наполнителю:

Высокая прочность на сдавливание (смятие);

Геометрически правильная шарообразная форма.

Совершенно очевидно, что наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя.

• После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением . Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя. Вышесказанное является чрезвычайно важным технологическим фактором, пренебрежение которым резко снижает эффективность ГРП вплоть до отрицательного результата.
• Вызов притока , освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП представлена на рис. 5.5 . При проведении ГРП колонна НКТ должна быть запакерована и заякорена.

Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса. Перечисленные задачи решаются на основе метода наблюдения за изменением интенсивности гамма-излучения из трещины, в которую закачана порция наполнителя, активированная радиоактивным изотопом, например, кобальта, циркония, железа. Сущность данного метода заключается в добавлении к чистому наполнителю определенной порции активированного наполнителя и в проведении гамма-каротажа сразу после образования трещин и закачки в трещины порции активированного наполнителя; сравнивая эти результаты гамма-каротажа, судят о количестве, местоположении, пространственной ориентации и размерах образовавшихся трещин. Указанные исследования выполняются специализированными промыслово-геофизическими организациями.

Рис. 5.5. Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП:

1 - продуктивный пласт; 2 - трещина; 3 - хвостовик; 4 - пакер; 5 -якорь; 6 - обсадная колонна; 7 - колонна НКТ; 8 - устьевое оборудование; 9 - жидкость разрыва; 10 - жидкость-песконоситель; 11 - жидкость продавки; 12 - манометр.

Проблемы применения ГРП. ЖОПА там, где рядом с продуктивным пластом находятся пласты, содержащие воду. Это могут быть водоносные пласты, если подошвенная вода. Кроме того, рядом с обработанным пластом могут быть пласты, которые заводнены.

Образующиеся при ГРП вертикальные трещины в подобных случаях создают гидродинамическую связь скважины с водоносной зоной. В большинстве случаев водоносная зона имеет большую проницаемость по сравнению с продуктивным пластом, где проводят ГРП. Именно поэтому ГРП может приводить к полному обводнению скважин. На старых месторождениях многие скважины находятся в аварийном состоянии. Проведение ГРП в подобных условиях приводят к разрыву эксплутационной колонны. Теоретически в подобных скважинах для защиты колонны используют пакер, но из-за вмятин на колонне и коррозии именно в подобных скважинах пакер свою роль не выполняет. Кроме того из-за ГРП может разрушаться цементный камень.

При ГРП трещины создаются в пропластках с различной проницаемостью, но очень часто разорвать высокопроницаемый пропласток легче чем низкопроницаемый. В пропластке с большей проницаемостью трещина может быть более протяженной. При таком варианте после ГРП дебит скважины по нефти увеличивается, но увеличивается обводненность, если скважина была обводнена. Именно поэтому, до и после ГРП необходимо проводить анализ добываемой воды, чтобы узнать откуда в скважине появилась вода.

При ГРП, как и при любых методах интенсификации всегда встает вопрос о компенсации больших отборов закачкой.

Введение

1. Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин

2. Сущность метода гидравлического разрыва пласта

2.1 Проведение ГРП

2.2 Средства проведения ГРП

3 Технология и техника проведения ГРП

4 Выбор технологии ГРП

5 Оборудование, используемое при ГРП

6 Пример расчёта гидравлического разрыва пласта

Заключение

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА КАК СРЕДСТВО ПОДДЕРЖАНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

1. Давших при опробовании слабый приток

2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора

3. С загрязненной призабойной зоной

4. С заниженной продуктивностью

5. С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими)

6. Нагнетательных с низкой приёмистостью

7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины – изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя факторами: предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов: давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента песка в этой жидкости и т.д.

2. СУЩНОСТЬ МЕТОДА ГРП

Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1-2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины.

Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд.

Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях давление раскрытия р р должно быть меньше горного давления р г, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство р г * р п < р р, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

Таким образом, давление разрыва зависит от предшествующего эксплуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной площади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидроразрыва на соседних скважинах.

2.1 Проведение гидроразрыва

Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления трещин закачивают жидкость с песком. Обычно и жидкость разрыва, и жидкость-песконоситель при обработке добывающих скважин приготавливают на углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин - на водной. Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также углеводородные жидкости и водные растворы. Концентрация песка в жидкости-песконосителе обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кг/м 3 и зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности.

Механизм гидравлического разрыва пласта, т. е. механизм образования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.

Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве случаев давление разрыва P p на забое скважины ниже горного давления и составляет (15...25) * Н, кПа (1,5…2,5 кгс/см 2).

Здесь Н - глубина скважины в м.

Для малопроницаемых пород это давление может быть достигнуто при закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки. Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие скорости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для закрепления трещин; 3) закачка продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

2.2 Средства проведения ГРП

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием - жидкость разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

В качестве углеводородных жидкостей применяют нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми мылами.

К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

К жидкости разрыва предъявляются следующие требования. Во-первых, она должна быть высоковязкой, чтобы не произошло ее быстрое проникновение в глубь пласта, иначе повышение давления вблизи скважины будет недостаточным. Во-вторых, при наличии в разрезе скважины нескольких продуктивных пропластков необходимо обеспечить по возможности равномерный профиль приемистости. Для этого ньютоновские жидкости не подходят, так как количество поступающей жидкости в каждый пропласток будет пропорционально его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые пропластки и, следовательно, эффект от проведения гидроразрыва будет снижен. Для гидроразрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пропластке вязкость жидкости будет выше, чем в низкопроницаемом. В результате профиль приемистости становится более равномерным. Подобной фильтрационной характеристикой и обладают вязкоупругие жидкости, закон фильтрации для которой может быть записан в виде.

V=(kDp)/(m k L),………………………………………….................(1)

где m k - кажущаяся вязкость, определяемая по формуле

m k /m o = 1 + A Dp/L,…………………………………………….(2)

m o - предельная кажущаяся вязкость жидкости при v ® 0; A - константа, зависящая от вязкоупругих свойств жидкости (при A=0 получаем закон Дарси).

2.3 Необходимые параметры для проведения ГРП

При закачке жидкости в два слоя с проницаемостями k 1 и k 2 отношение подвижностей при одинаковых градиентах давления равно

(k/m k) 1: (k/m k) 2 = k 1 /k 2 * (1+A (Dp/L)*)/1+A(Dp/L)*),…….(3)

Пусть, например, A(Dp/L)*) =2

Тогда при k 1 /k 2 =25 A (Dp/L)*=0,4

И отношение подвижностей равно примерно 11,7 вместо 25.

Для гидроразрыва в скважину спускают трубы, по которым Жидкость поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности над ним - гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера.

При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, что связано с необходимостью использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов.

При высокой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50-500 сП. Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и даже до 2000 сП.

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины.

При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Фильтруемость проверяют на приборе по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см 3 жидкости за 30 мин.

Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости.

Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную вязкость при температуре ниже 20°С; сырые нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется в чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.

Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

В нагнетательных скважинах при гидравлическом разрыве используют загущенную воду. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую фильтруемость.

В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов - жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500-1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низкой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется раствор ССБ вязкостью 250-800 сП.

В последнее время в качестве жидкости-песконосителя применяют загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ). Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами (2-2,5 ч против 30-40 мин при использовании чистого раствора НСl). Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом удалении от ствола скважины.

При гидроразрыве пласта в условиях высоких пластовых температур (130-150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов ССБ с повышением температуры до 90° С резко понижается до 8-0,6 сП.

При более высоких температурах вязкость этих растворов приближается к вязкостным свойствам воды. Поэтому в качестве эффективной жидкости разрыва и песконосителя, обладающей хорошей пескоудерживающей способностью и слабой фильтруемостью, применяют водные растворы КМЦ-500 (карбоксиметилцеллюлоза) в пределах 1,5-2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20-25%. Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке.

Цель заполнения песком трещин - предупреждение их смыкания и сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины давления разрыва. Поэтому к песку предъявляются следующие требования:

1) песок должен иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса породы;

2) сохранять высокую проницаемость.

Этим требованиям удовлетворяет хорошо скатанный однородный кварцевый песок.

Применяется песок следующих фракций: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6ММ. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Степень эффективности гидравлического разрыва пласта определяется диаметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 тОНН песка.Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м 3 жидкости.

3.ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

Гидравлический разрыв проводят в пластах с различной проницаемостью в случае падения дебита или приемистости нагнетательных скважин.

До проведения гидроразрыва скважину испытывают на приток, определяют ее поглотительную способность и давление при поглощении. С этой целью одним агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного давления, при котором скважина начинает принимать жидкость. В течение 10-20 мин замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают давление на 2-3 МПа и вновь определяют расход.

Процесс увеличения расхода жидкости и давления повторяют несколько раз, и в конце исследования создают максимально возможное давление, при котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую зависимости приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о поглотительной способности скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимые для проведения разрыва, а также судят о качестве проведенного разрыва и об изменениях проницаемости пластов призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.

Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем промывают. В отдельных случаях для увеличения фильтрационных свойств пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих мероприятий способствует снижению давления разрыва и повышению его эффективности.

После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 75 или 100 мм, по которым прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части. Благодаря этому давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Применяют различные конструкции пакеров. Наиболее распространены шлипсовые пакеры, выпускаемые под различные диаметры эксплуатационных колонн и рассчитанные на давление 50 МПа (рис.1).

Герметизация обсадной колонны осуществляется при деформации резиновых уплотнительных манжет от веса колонны насосно-компрессорных труб при опоре конуса на шлипсы пакера, центрирование которого осуществляется фонарем. Замковое устройство фонаря раскрывается при трении фонаря о стенки обсадных труб во время вращения пакера.

Осевая нагрузка при гидроразрыве воспринимается головкой пакера с опорным кольцом и передается на якорь, удерживающий пакер и колонну насосно-компрессорных труб от перемещения вверх. Головка пакера имеет левую резьбу в месте соединения с якорем.

В случае заклинивания манжет в обсадной колонне якорь может быть отвинчен от пакера правым вращением и поднят на поверхность.

Конструкция плашечного гидравлического действия приведена на рис.2

В процессе закачки рабочей жидкости для гидроразрыва создающийся перепад давления между внутренней частью якоря и кольцевым зазором в эксплуатационной колонне деформирует резиновую трубку, выдвигая плашки до упора в стенку колонны. Плашки, врезаясь своими острыми зубцами в стенки труб, удерживают якорь и соответственно пакер от выталкивания вверх по скважине.

Наряду со шлипсовыми пакерами применяют пакеры самоуплотняющиеся ПС. В этой конструкции герметизация достигается за счет самоуплотнения резиновых манжет под воздействием жидкости гидроразрыва.

В отличие от других типов пакеров в конструкции пакера ПС предусмотрен перепускной клапан, предназначенный для перепуска жидкости гидроразрыва в затрубное пространство во время спуска пакера, за счет чего снимается давление на самоуплотняющиеся манжеты. Перепускной клапан присоединяется через переводник и устанавливается выше гидравлического якоря.

После спуска труб с пакером и якорем устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.

3.1 Обвязка и оборудование при ГРП

На рис.2 приведена общая схема обвязки и расположения оборудования при гидравлическом разрыве пласта. На первом этапе закачивают жидкость разрыва насосными агрегатами, в результате чего давление постепенно увеличивается и по достижении определенного значения происходит разрыв пласта. О моменте разрыва судят по манометру на выкидной линии. Этот момент характерен резким спадом давления и увеличенным расходом нагнетаемой жидкости.

После разрыва пласта переходят ко второму этапу - подаче в трещину жидкости-песконосителя с песком при большом расходе и высоком давлении нагнетания. Жидкость-песконоситель с песком задавливают в трещину продавочной жидкостью при максимальном давлении и с максимальной скоростью закачки. Достигается это путем подключения наибольшего числа агрегатов. В качестве продавочной жидкости для нефтяных скважин используют нефть и для нагнетательных - воду. Количество этой жидкости должно быть равно емкости колонны труб. Закачка продавочной жидкости является последним, третьим этапом непрерывного процесса гидроразрыва пласта.

После продавки устье закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока устьевое давление не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.

Представляет интерес техника проведения гидроразрыва в скважинах, продуктивные горизонты которых залегают на глубинах 2800-3400м. Технология разрыва пласта в таких скважинах отличается от обычной тем, что процесс гидроразрыва проходит при постоянном противодавлении на на-сосно-компрессорные трубы и на верхний торец резинового элемента пакера. Величина противодавления определяется как разность между расчетным значением давления гидроразрыва и максимально допустимым давлением на пакер. Для таких скважин рабочее давление в кольцевом пространстве (затрубном) определяют опытным путем. Для подкачки жидкости разрыва используют вспомогательный агрегат. Особенности расположения оборудования и обвязки устья при гидроразрыве по данной технологии показан на рис.3

Работы по гидроразрыву на скважине рекомендуется осуществлять в следующей последовательности. Опрессовывают наземное оборудование на давление, равное 70 МПа, и заменяют в скважине воду на нефть, после чего спускают пакер. Затем с помощью насосных агрегатов, применяемых для гидроразрыва пласта, прокачкой жидкости в насосно-компрессорных трубах и под пакером создают максимально возможное давление. Подкачкой жидкости вспомогательным цементировочным агрегатом поднимают давление в кольцевом пространстве (затрубном) и оставляют скважину в покое на 30 мин. Этим на первом этапе достигается возможность образования трещин в пласте.

На втором этапе проводят операцию по закреплению трещин песком. После испытания скважины на приемистость в пласт закачивают жидкость-песконоситель.

Рис. 3. Схема обвязки оборудования при ГРП в глубоких скважинах:

1 - пескосмеситель; 2 - агрегат ЦА-400; 3- агрегат ЧАН-700;

4 - вспомогательный агрегат; 5 - емкость для рабочих жидкостей

Давление на устье во время закачки и продавливания в пласт может увеличиваться до 60-80 МПа. Проведение гидроразрыва по данной технологии позволяет значительно повысить производительность скважины.

При наличии в скважинах большой фильтровой зоны или несколько вскрытых продуктивных пропластков производят поинтервальные многократные гидравлические разрывы.

В последнее время разработан и внедрен новый способ поинтервального гидроразрыва, позволяющий за один спуск забойного оборудования проводить в любой последовательности гидроразрыв тех или иных пластов. При осуществлении гидроразрыва по этой технологии в одном пласте перфорированные отверстия против вышележащих пластов перекрываются тонущими, а против нижележащих пластов - плавающими в жидкости разрыва эластичными шариками. Применяемое забойное оборудование отличается простотой конструкции и может быть изготовлено в промысловых мастерских. Состоит оно из двух полых цилиндров, соосно-закрепленных на насосно-компрессорных трубах. Цилиндр с отверстиями в дне открыт сверху, а цилиндр с отверстиями в крышке - снизу. Труба, на которую надеты и приварены цилиндры, заглушена снизу и имеет отверстия над нижним цилиндром.

Подготовительные работы по поинтервальному гидроразрыву производят в следующей последовательности. В скважину на насосно-компрессорных трубах спускают цилиндры, пакер и якорь. Под нижний цилиндр помещают специальные эластичные шарики диаметром 18-20 мм с удельным весом меньшим, чем у жидкостей, применяемых при гидроразрыве (плавающие шарики); следовательно, в жидкости они все время будут прижиматься к крышке нижнего цилиндра. Диаметр цилиндра подбирают таким образом, чтобы шарики не могли попасть в зазор между ним и эксплуатационной колонной. Число шариков, загружаемых в нижний цилиндр, берется несколько больше, чем число перфорационных отверстий, находящихся ниже самого верхнего интервала, намеченного для гидроразрыва.

В верхний цилиндр помещают тонущие шарики. При этом количество их также должно быть больше, чем число отверстий, находящихся выше нижнего интервала, намеченного для гидроразрыва. Чтобы шарики при спуске вниз или при негерметичном перекрытии колонны не попадали под пакер, ставят специальный диск-отбойник. Пакер устанавливается с таким расчетом, чтобы интервал, намеченный для гидроразрыва, находился между цилиндрами с шариками. После этого производят гидроразрыв намеченного пласта обычным способом. Если при разрыве начнут принимать жидкость выше или нижележащие пласты, то их перфорационные отверстия перекрываются шариками, которые потоком жидкости увлекаются из цилиндров к этим отверстиям. Таким образом, гидроразрыв произойдет только в намеченном интервале.После прекращения закачки шарики благодаря соответствующей разнице в их удельных весах соберутся в свои цилиндры. Приподнимая или опуская оборудование и устанавливая цилиндры с шариками в нужном интервале, можно произвести гидроразрыв любого пласта.

4. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ ГРП

Технология гидроразрыва пласта осуществляется следующим образом. Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) возникают давления, превышающие допустимые для обсадных колонн, то предварительно в скважину спускают НКТ, Способные выдержать это давление. Выше кровля пласта или пропластка, в котором намечается произвести разрыв, устанавливают пакер, изолирующий кольцевое пространство и колонну от давления, и устройство, предупреждающее его смещение и называемое якорем. По спущенным НКТ нагнетается сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе. Давление горных пород равно:

Р г = r П gН (4)

Силы сцепления частиц породы равно:

Р р = Р г + s Z (5)

более объективным показателем, характеризующим момент ГРП, является коэффициент поглотительной способности

k п = Q/(p з – р п) (6)

где Q-расход нагнетаемой жидкости;

р п -пластовое давление в районе данной скважины;

р з -давление на забое скважины в процессе ГРП.

При ГРП происходит резкое увеличение k п. Однако вследствие трудностей, связанных с непрерывным контролем за величиной р з, а также вследствие того, что распределение давлений в пласте - процесс существенно неустановившийся, о моменте ГРП судят по условному коэффициенту k.

k = Q/р у (7)

где р у -давление на устье скважины.

Резкое увеличение k в процессе закачки также интерпретируется как момент ГРП. Имеются приборы для снятия этой величины.

После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость-песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая жидкость, смешанная (180-350 кг песка на 1 м 3 жидкости) с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вводится песок: на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при последующем снятии давления и переводе скважины в эксплуатацию. Жидкости-песконосители проталкивают в НКТ ив пласт продавочной жидкостью, в качестве которой используется любая маловязкая недефицитная жидкость.

Для проектирования процесса ГРП очень важно определить давление разрыва р р, которое необходимо создать на забое скважины.

Накоплен большой статистический материал по величине давления разрыва пласта р р по различным месторождениям мира и при различных глубинах скважин, который говорит об отсутствии четкой связи между глубиной залегания пласта и давлением разрыва. Однако все фактические значения р р лежат в пределах между величинами полного горного и гидростатического давлений. Причем при малых глубинах (менее 1000 м) р р ближе к горному давлению и при больших глубинах - к гидростатическому.

для неглубоких скважин (до 1000 м)

р р = (1,74 - 2,57) р ст,………………………………………………(8)

для глубоких скважин (Н > 1000м)

р р =(1,32 - 1,97) р ст,……………………………………………….(9)

где р ст - гидростатическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта.

Сопротивление горных пород на разрыв обычно мало и лежит в пределах s р =1,5 … 3 МПа, поэтому оно не влияет существенно на р р.

Давление разрыва на забое р р и давление на устье скважины р у связаны очевидным соотношением

р р = р у + р ст – р тр,………………………………………………………………………........ (10)

где р тр – потери давления на трении в НКТ.

Из уравнения (10) следует:

р у = р р + р тр - р ст,…………………………………………….....(11)

р ст - статическое давление, определяется с учетом кривизны скважины

р ст = r ж g Н cos b,………………………………………………(12)

где H - глубина скважины; b - угол кривизны (усредненный);

r ж - плотность жидкости в скважине, причем если жидкость содержит наполнитель (песок, стеклянные шарики, порошок из полимеров и др.), то плотность подсчитывается как средневзвешенная

r=r ж (1–n/r н)+n,…………………………………………………(13)

где n - число килограммов наполнителя в 1м 3 жидкости;

р н -плотность наполнителя (для песка р н =2650 кг/м 3).

Потери на трение определить труднее, так как применяемые жидкости иногда обладают неньютоновскими свойствами. Присутствие в жидкости наполнителя (песка) увеличивает потери на трение.

В американской практике используются различные графики зависимости потерь давления на трение на каждые 100 футов НКТ разного диаметра при прокачке различных жидкостей с заданным объемным расХОдом. При больших темпах закачки, соответствующих турбулентному течению, структурные свойства используемых жидкостей (с различными загустителями и химическими реагентами) обычно исчезают, и достаточно приближенно потери на трение для этих жидкостей можно определить по обычным формулам трубной гидравлики.

р тр = l(Н/d) * (w 2 /2g) * rga,…………………………………………....(14)

где l - коэффициент трения, определяемый по соответствующим формулам в зависимости от числа Рейнольдса;

w - линейная скорость потока в НКТ;

d – внутренний диаметр НКТ; r - плотность жидкости, Н – длина НКТ;

g = 9,81 м/с 2 ; a - поправочный коэффициент, учитывающий наличие в жидкости наполнителя (для чистой воды a = 1) и зависящий от его концентрации.

5. ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГРП

При гидроразрыве пласта используют целый комплекс наземного оборудования: насосные агрегаты типа 2АН-500 или 4АН-700, пескосмесительный агрегат 4ПА. Для перевозки жидкости разрыва применяют автоцистерны 4ЦР или ЦР-20.

Агрегат 4АН-700 конструкции Азинмаша является основным в комплекте наземного оборудования. Он отличается повышенными мощностью и производительностью, удобен в эксплуатации. Рабочее давление агрегата позволяет проводить гидроразрыв пластов и осуществлять гидропескоструйные процессы и в глубоких скважинах. Все узлы его смонтированы на грузовом трехосном автомобиле КрАЗ-257 грузоподъемной силой 100-120 кН и представляют из себя следующее: силовую установку; коробку передач; трехплунжерный насос; манифольд, систему управления.

На раме автомобиля, непосредственно за кабиной водителя, расположена силовая установка агрегата, состоящая из двигателя с многодисковой фрикционной муфтой и центробежным вентилятором, систем питания, смазки и охлаждения, установки воздухоочистителя и других вспомогательных узлов.

Двигатель агрегата-дизельмотор двенадцатицилиндровый, четырехтактный имеет мощность 588 кВт при частоте вращения коленчатого вала 2000 об/мин. Двигатель с помощью многодисковой фрикционной муфты соединен с приемным валом коробки передач.

Насос 4Р-700 трехплунжерный, горизонтальный одинарного действия. Плунжеры предусмотрены размерами 100 и 120 мм, что обеспечивает работу насоса соответственно при давлениях до 70 и 50 МПа. Производительность агрегата при давлении 70 МПа составляет 6,3 л/с и при 20 МПа - 22 л/с. Масса агрегата 20200 кг, габаритные размеры 9800 х 2900 x 3320 мм. Управление агрегатом производится с центрального пульта, расположенного в кабине автомобиля, где размещены педали управления топливным насосом и фрикционной муфтой двигателя, рукоятка управления коробкой передач и необходимая контрольно-измерительная аппаратура.

Для транспортировки песка нужных фракций к скважине, в которой намечено произвести гидроразрыв пласта, и для последующего механического приготовления песчано-жидкостной смеси применяют специальные пескосмесительные агрегаты типа 4ПА.

На самоходном шасси автомашины КрАЗ-257 смонтированы бункер 1 для сыпучего материала с загрузочным шнеком 2 и рабочим шнеком 3, камера гидравлического смещения 5, смеситель 7 с поплавковым регулятором уровня 6, а также приемный коллектор 11 и раздаточный коллектор 10 с насосом 9 для перекачки песка. В верхней разгрузочной части шнека 3 установлена поворотная заслонка 4, соединенная с поплавковым регулятором 6. К стенкам и днищу бункера 1 прикреплены пневмовибраторы, обеспечивающие надежное поступление сыпучего материала самотеком в приемник шнека 3.

Загрузочный и рабочий шнеки, а также лопастная мешалка приводятся в действие гидродвигателями при помощи масляного насоса 8. Все агрегаты установки управляются с пульта, размещенного в кабине автомобиля.

Песчано-жидкостная смесь с небольшой концентрацией песка приготавливается следующим образом. Жидкость через приемный коллектор 11 попадает в камеру гидравлического смещения 5, в которую из бункера 1 шнеком 3 подается сыпучий материал. Количество сыпучего материала регулируется частотой вращения рабочего шнека и заслонкой 4 при помощи поплавкового регулятора уровня 6 в зависимости от уровня смеси в смесителе 7. Избыточное количество сыпучего материала по отводящему патрубку поступает обратно в бункер. В камере гидравлического смешения 5 приготавливается раствор требуемой концентрации, который поступает в смеситель 7, где при помощи лопастной мешалки поддерживается равномерность концентрации песка. Из смесителя 7 раствор подается Песковым насосом 9 через раздаточный коллектор 10 к месту потребления.

При приготовлении песчано-жидкостной смеси с большой концентрацией сыпучего материала камера гидравлического смешения заменяется проходной трубой, а жидкость из коллектора 11 и сыпучий материал из бункера 1 поступают непосредственно в смеситель 7, через сменную трубу (указана пунктиром). Готовая смесь отбирается так же, как и в первом случае.

Рис. 4. Схема пескосмесительного агрегата

Емкость бункера 6,5 м 3 . Максимальная производительность рабочего шнека (по песку) 50 т/ч, максимальная грузоподъемная сила 90 кН, производительность загрузочного шнека 12-15 т/ч. Масса агрегата с грузом 23 000 кг, габаритные размеры 8700 х 2625 х 3600 мм. Пескосмесительный агрегат обслуживается одним шофером-мотористом. При проведении гидроразрыва пласта пескосмесительный агрегат с помощью гибких шлангов соединяется с автоцистернами и с насосными агрегатами. К агрегату 4ПА можно присоединить одновременно две автоцистерны и четыре насосных агрегата (по два с каждой стороны).

Автоцистерна 4ЦР предназначена для перевозки жидкости, используемой для гидравлического разрыва пласта, и подачи ее в пескосмесительный или насосный агрегат. Автоцистерна 4ЦР (рис. 5) смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-219 грузоподъемной силой 120 кН и состоит из цистерны 1, вертикального плунжерного насоса 2, системы обвязки насоса с арматурой 3, коробки отбора мощности 4, узла трансмиссии 5, узла жесткой буксировки б и искрогасителя 7.

Цистерна оборудована специальным устройством для подогрева жидкости паром. Для определения количества жидкости, отобранной из цистерны, внутри ее смонтирован поплавковый указатель уровня. Жидкость перекачивается из автоцистерны с помощью трехплунжерного вертикального насоса, имеющего производительность 16,7 л/с и максимальное давление 2,0 МПа.

Объем цистерны 9 м 3 . В зависимости от плотности жидкости в ней масса автоцистерны достигает 21435 кг. Габаритные размеры 10100 x 2700 х 2740 мм. Время подогрева жидкости от 20° до 50°С равно 2 ч. В настоящее время выпускают автоцистерны для жидкости разрыва емкостью 17 м 3 . под шифром ЦР-20, смонтирована цистерна на тягаче с прицепом. Кроме подогревательного устройства и вертикального насоса, автоцистерна снабжена центробежным. насосом производительностью по воде 100 л/с с максимально развиваемым давлением 0,2 МПа.

При гидравлическом разрыве пласта устье скважины оборудуют специальной арматурой типа 1АУ-700, которая крепится на резьбе к эксплуатационной колонне. Арматура рассчитана на работу с давлением 70 МПа и состоит из крестовины, устьевой головки, пробковых кранов, предохранительного клапана и прочих элементов обвязки.

Для регулирования работы всего комплекса оборудования и агрегата при гидравлическом разрыве пласта используется самоходный блок манифольда типа 1БМ-700, который состоит из напорного и раздаточного коллекторов, подъемной стрелы и комплекта 60-мм насосно-компрессорных труб с шарнирным и быстросборным соединениями. Все оборудование блока манифольда монтируется на шасси грузового автомобиля повышенной проходимости (ЗИЛ-157К).

Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью отводами для соединения с насосными агрегатами; центральной трубы с датчиком контрольно-измерительных приборов (манометра, плотномера и расходомера) для работы со станцией контроля и управления процессами, двух отводов для соединения с арматурой на устье скважины; пробковых кранов и предохранительного клапана. Раздаточный коллектор служит для распределения рабочих жидкостей (продавочного раствора, воды, песчано-жидкостной смеси и т. д.) насосным агрегатам.

Комплект 60-мм насосно-компрессорных труб употребляется для соединения напорного коллектора с устьем скважины и подвода к раздаточному коллектору продавочного раствора, воды и других жидкостей. Для механизации погрузки и выгрузки арматуры устья блока манифольда имеется поворотная стрела с ручным управлением.

Рис.5

6. РАСЧЁТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

1.Расчёт давления гидроразрыва пласта

Р разр = Р в.г. – Р пл + s р;

где Р в.г. – вертикальное горное давление;

Р пл – пластовое давление;

s р – давление расслоения пород. Вертикальное горное давление Р в.г. – определяют по формуле:

Р в.г. = r п gН,

где Н – глубина залегания пласта;

r п = 2500 кг/м 3 – средняя плотность вышележащих горных пород.

Р в.г. = 2500*9,81*2250 = 55,181 МПа

Если давление расслоения пород s р = 1,5 МПа, то давление разрыва пласта будет:

Р разр = 55,181 – 17 + 1,5 = 39,681 МПа.

Давление разрыва на забое можно определить приближенно по эмпирической формуле:

Р разр = 10 4 * НК,

где К = 1,5 – 2. Принимаем среднее значение К = 1,75. Тогда

Р разр = 10 4 * 2250*1,75 = 39,375 МПа.

2. Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва.

Допустимое устьевое давление ГРП определяется по формуле:

Р д.у = - rgH + Р тр,

где D н 2 , D В 2 – наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м

D н = 0,173м D В = 0,144 м; s тек = 650 МПа – предел текучести стали марки L; К = 1,5 – запас прочности, Р тр = потери напора на трение в трубах определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где l - коэффициент гидравлического сопротивления труб, определяется из соотношения l = 0,3164/Re 0,5 для турбулентного или l = 64/Re для ламинарного режимов движения жидкости в трубе. Здесь Re (число Рейнольдса) – параметр, определяющий режим течения; при Re <2300 поток считается ламинарным, а при

Re >2300 турбулентным.

Re = ndr см /m см

где m см – вязкость песчано-жидкостной смеси:

m см =90*е 3,18*0,091 = 120 мПа*с;

n - скорость движения жидкости по трубам, м/с определяется из выражения

где Q – темп закачки жидкости гидроразрыва, м 3 /сут (0,015 м 3 /сут),

F – площадь внутреннего сечения НКТ:

F = pD B 2 /4 = 3.14*0.144 2 /4 = 0.0162, м 2 .

Скорость движения жидкости:

n = 0,015/0,0162 = 0,926 м/с.

r см = (r п - r ж)С + r ж – плотность смеси (нефть + песок),

С = С 0 /(С 0 +r п) - объёмное содержание песка, С 0 – концентрация песка,

С = 250/(250+2500) = 0,091

r см = (2500-895)*0,091 + 895 = 1041 кг/м 3

число Рейнольдса:

Re = 0,926*0,144*1041/(120*10 -3) = 1156,76 тогда l = 64/ Re = 0,055

Потери давления на трение в трубах

Р тр = 0,055*(1041*0,926 2 *2250)/(2*9,81*0,144) = 0,039 МПа.

Следовательно допустимое устьевое давление составляет:

Р д.у. = (0,173 2 -0,144 2)/(0,173 2 +0,144 2)*(650/1,75)+17-1041*9,81*2250*10 -6 =

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

где Р стр – страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности L, равна 1,59 МН,

G – усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берётся по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; к – запас прочности, который принимаем равным 1,5. Тогда допустимое устьевое давление:

Р д.у. = 34,4МПа.

Из полученных двух значений Р д.у. принимаем меньшее (34,4 МПа).

Возможное забойное давление при допустимом давлении на устье 34,4 МПа составит:

Р з = Р д.у. + rGН – P тр = 34,4*10 6 + 1041*9,81*2250 – 0,039*10 6 = 57,34 МПа

Учитывая, что потребное давление разрыва на забое Р разр = 39,375 МПа меньше Р з = 57,34 МПа, определим рабочее давление на устье скважины

Р у = Р разр - rgН + Р тр = 39,375*10 6 - 1041*9,81*2250 + 0,039*10 6 = 16,9 МПа.

Следовательно, давление на устье скважины ниже допустимого, поэтому можно проводить закачку жидкости гидроразрыва по НКТ.

3. Определение необходимого количества рабочей жидкости.

Количество жидкости разрыва не поддаётся точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м 3 . Примем для нашей скважины V р = 7,5 м 3 нефти.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. На практике заготавливают 20 – 50 м 3 жидкости (V пж) и 8 – 10 т песка(G пес).

Концентрация песка C зависит от вязкости жидкости песконосителя и темпа её закачки. Для нефти вязкостью 90 мПа*с принимаем С = 250 кг/м 3 . При этом условии объем жидкости песконосителя:

V пж = G пес /С = 8000/250 = 32 м 3 .

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

Емкость 168 – мм обсадной колонны длиной 1800 м составляет 34 м 3 , а принятое количество жидкости-песконосителя - 29 м 3

Оптимальная концентрация песка может быть определена на основании скорости падения зерен песка в принятой рабочей жидкости по формуле

Где С – концентрация песка, кг/м 3 ;

n - скорость падения зерен песка диаметром 0,8 мм в м/ч в зависимости от вязкости жидкости находится графически. Для вязкости жидкости-песконосителя 90 МПа*с n = 15 м/ч, следовательно

С = 4000/15 = 267 кг/м 3 .

G = 267*29 = 7743 кг.

Объем продавочной жидкости во избежании оставления на забое песка следует принимать в 1,2 – 1,3 больше, чем объем колонны, по которой закачивается песок. Необходимый объем продавочной жидкости:

V пр = =3,14*0,144^2*2250*1.3/4 =47.6 м 3

4. Время проведения гидроразрыва

Т = (V р +V жп +Vпр)\ Q =(7.5+32+47.6)/ 1500=0.06сут

Где Q-суточный расход рабочей жидкости, м³

5. Радиус горизонтальной трещины

rt=c(Q√(10^-9*μ*tр)/κ)^0.5,м

где с-эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления (с=0,02);

Q-расход жидкости разрыва; μ-вязкость жидкости разрыва; tр-время закачки;

К-проницаемость породы.

rt=0,02*(1020√(10^-9*0,05*7,2)/75*10^-15)^0,5=5,3м

6. Проницаемость горизонтальной трещины

Кт=ω^2/10^4*12,

где ω-ширина трещины(ω=0,1см).

Кт=0,1^2/10^4*12=83,3*10^-9 м².

7. Проницаемость призабойной зоны

Кп.з=(кп*h+кт*ω)/(h+ω),

где кп-проницаемость пласта,h-эффективная мощность пласта(h=22м), ω=0,001м.

КП.З=(75*10^-15*22+83,33*10^-9*0,001)/(22+0,001)=3,8*10^-12м²

8. Проницаемость всей дренажной системы

Кд.с=[кп*кп.з*lg(Rk/rc)]/(кп.з*lg(Rk/rT)+кп*lg(rT/rc))

где Rk-радиус контура питания скважины (Rк=250м),rc-радиус забоя скважины

(rc=0,075м), rт-радиус трещины,(rт=5,3м)

кд.с=/=1.5*10^-13м².

9. Дебит скважины после гидроразрыва

Q=(2π*кд.c*h* p)/(μ*lg(Rк/rт)

где Q-максимальный дебит,м³/с; кд.с-проницаемость пласта после гидроразрыва, h-эффективная мощность пласта, Δр-депрессия на забое, Δр= рпл - рз,(Δр=2,8МПа), μ-динамическая вязкость нефти,(μ=1сПс*с).

Q=(2*3.14*1.5*10^-13*22*2,8*10^6)/(10^-2*lg(250/5,3))=34.7*10^-4м³/с

10. Число насосных агрегатов

где qаг=5,1л/с – производительность одного агрегата на второй скорости при

р=18,2 МПа (ЦА-400)

N=(17/5,1)+1=4,3~5

11. Эффективность проведения ГРП

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К.Максимовича, в которой радиус скважины rс после ГРП принимается равным радиусу трещины rт.

n=Q2/Q1=lg(Rк/rс)/lg(Rк/rт)

где Q1 и Q2 –дебит скважин соответственно до и после гидроразрыва, Rк=250 м,

rс=0,075м, rт=5,3м.

n=lg(250/0.075)/lg(250/5.3)=2.1(раза).

Фактическая эффективность может быть несколько ниже,так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком,наблюдается неучитываемые формулой небольшие потери напора.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе проведенных расчетов гидравлического разрыва пласта можно сказать, что при правильном выборе составляющих: состава жидкости разрыва (концентрация жидкости песконосителя, пластовой жидкости, их вязкости гранулометрический состав песка), доброкачественного оборудования: пескосмесительные агрегаты, обвязка и оборудования устья, выбор пакеров их правильного применения можно отметить, опираясь на расчеты, что при гидродинамическом разрыве пласта увеличивается продуктивность скважины, проницаемость пласта, расширяется зона дренирования, что позволяет увеличить дебиты скважин, после ГРП, почти в два раза при тех же прочих условиях.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. А.М. Юрчук, А.З. Истомин, “Расчеты в добыче нефти”, Москва, ”Недра”

2. П.М. Усачев, “Гидравлический разрыв пласта” Москва, ”Недра”, 1986г,165с.

3. И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, В.Т. Полозков ”Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений”, Москва, ”Недра” 1970г, 445с.

Введение

1. Гидравлический разрыв пласта как средство поддержания продуктивности скважин

2. Сущность метода гидравлического разрыва пласта

2.1 Проведение ГРП

2.2 Средства проведения ГРП

3 Технология и техника проведения ГРП

4 Выбор технологии ГРП

5 Оборудование, используемое при ГРП

6 Пример расчёта гидравлического разрыва пласта

Заключение

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляется через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) – область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся – при закачке. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависят эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих, приёмистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъём жидкости непосредственно в скважине.

Механические методы воздействия эффективны в твёрдых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удалённые части пласта.

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации добычи нефти или газоотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Его используют для создания новых трещин как искусственных, так и для расширения старых (естественных), с целью улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной технике.

1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА КАК СРЕДСТВО ПОДДЕРЖАНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5-2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.

Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из удаленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктивных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления.

Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания продуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния призабойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в следующих скважинах:

1. Давших при опробовании слабый приток

2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора

3. С загрязненной призабойной зоной

4. С заниженной продуктивностью

5. С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими)

6. Нагнетательных с низкой приёмистостью

7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения

Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение продуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины – изменение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изменяются при гидроразрыве за счет образования системы трещин).

Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя факторами: предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В действительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов: давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, процента песка в этой жидкости и т.д.

2. СУЩНОСТЬ МЕТОДА ГРП

Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.

Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и сохранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсортированный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравлического разрыва возникают трещины шириной 1-2 мм. Радиус их может достигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования новых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта и увеличения производительности скважины.

Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидкости в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд.

Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях давление раскрытия рр должно быть меньше горного давления рг, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство рг * рп < рр, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

Таким образом, давление разрыва зависит от предшествующего эксплуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной площади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по данным гидроразрыва на соседних скважинах.

2.1 Проведение гидроразрыва

Гидроразрыв проводят по следующей технологии. Вначале под большим давлением закачивают жидкость разрыва. После разрыва пласта для закрепления трещин закачивают жидкость с песком. Обычно и жидкость разрыва, и жидкость-песконоситель при обработке добывающих скважин приготавливают на углеводородной основе, при обработке нагревательных скважин - на водной. Как правило, для этих целей используют различные эмульсии, а также углеводородные жидкости и водные растворы. Концентрация песка в жидкости-песконосителе обычно колеблется в пределах от 100 до 500 кг/м3 и зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности.

Механизм гидравлического разрыва пласта, т. е. механизм образования в нем трещин, может быть представлен следующим образом. Все породы, слагающие тот или иной пласт, имеют естественные микротрещины, которые находятся в сжатом состоянии под влиянием веса вышележащей толщи пород или, как это принято называть, горного давления. Проницаемость таких трещин небольшая. Все породы обладают некоторой прочностью. Поэтому для образования в пласте новых трещин и расширения существующих необходимо снять в породах пласта напряжения, создаваемые горным давлением, и преодолеть прочность пород на разрыв.

Давление разрыва даже в пределах одного пласта непостоянно и может изменяться в широких пределах. Практикой подтверждено, что в большинстве случаев давление разрыва Pp на забое скважины ниже горного давления и составляет (15...25) * Н, кПа (1,5…2,5 кгс/см2).

Здесь Н - глубина скважины в м.

Для малопроницаемых пород это давление может быть достигнуто при закачке маловязких жидкостей разрыва с ограниченными скоростями закачки. Если породы высокопроницаемые, требуется большая скорость нагнетания, а при ограниченной скорости нагнетания необходимо использовать жидкости повышенной вязкости. Наконец, для достижения давления разрыва в случае особо высокой проницаемости пород пласта следует применять еще большие скорости закачки высоковязких жидкостей. Процесс гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательно проводимых операций: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя с песком, предназначенным для закрепления трещин; 3) закачка продавочной жидкости для продавливания песка в трещины.

2.2 Средства проведения ГРП

Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость, поэтому их объединяют под одним названием - жидкость разрыва. Для гидравлического разрыва пласта применяют различные рабочие жидкости, которые по физико-химическим свойствам можно разделить на две группы: жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

В качестве углеводородных жидкостей применяют нефть повышенной вязкости, мазут, дизельное топливо или керосин, загущенные нафтеновыми мылами.

К растворам, применяемым в нагнетательных скважинах, относятся: водный раствор сульфит спиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты.

Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости разрыва и, в частности, от вязкости, фильтруемости и способности удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.

К жидкости разрыва предъявляются следующие требования. Во-первых, она должна быть высоковязкой, чтобы не произошло ее быстрое проникновение в глубь пласта, иначе повышение давления вблизи скважины будет недостаточным. Во-вторых, при наличии в разрезе скважины нескольких продуктивных пропластков необходимо обеспечить по возможности равномерный профиль приемистости. Для этого ньютоновские жидкости не подходят, так как количество поступающей жидкости в каждый пропласток будет пропорционально его проницаемости. Поэтому лучше будут обрабатываться высокопроницаемые пропластки и, следовательно, эффект от проведения гидроразрыва будет снижен. Для гидроразрыва необходимо использовать жидкость, вязкость которой зависит от скорости фильтрации. Если с увеличением скорости фильтрации вязкость возрастает, то при движении в высокопроницаемом пропластке вязкость жидкости будет выше, чем в низкопроницаемом. В результате профиль приемистости становится более равномерным. Подобной фильтрационной характеристикой и обладают вязкоупругие жидкости, закон фильтрации для которой может быть записан в виде.

V=(kDp)/(mk L),………………………………………….................(1)

где mk - кажущаяся вязкость, определяемая по формуле

mk/mo = 1 + A Dp/L,…………………………………………….(2)

mo - предельная кажущаяся вязкость жидкости при v ® 0; A - константа, зависящая от вязкоупругих свойств жидкости (при A=0 получаем закон Дарси).

2.3 Необходимые параметры для проведения ГРП

При закачке жидкости в два слоя с проницаемостями k1 и k2 отношение подвижностей при одинаковых градиентах давления равно

(k/mk)1: (k/mk)2 = k1 /k2 * (1+A (Dp/L)*)/1+A(Dp/L)*),…….(3)

Пусть, например, A(Dp/L)*) =2

Тогда при k1 /k2 =25 A (Dp/L)*=0,4

И отношение подвижностей равно примерно 11,7 вместо 25.

Для гидроразрыва в скважину спускают трубы, по которым Жидкость поступает в пласт. Для предохранения обсадной колонны от больших давлений над разрываемым пластом устанавливают пакер, а для повышения герметичности над ним - гидравлический якорь. Под действием давления поршни якоря раздвигаются и прижимаются к обсадной колонне, предотвращая сдвиг пакера.

При очень низкой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт большого объема жидкости, что связано с необходимостью использовать несколько одновременно работающих насосных агрегатов.

При высокой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород оптимальная вязкость жидкости разрыва колеблется в пределах 50-500 сП. Иногда при закачке через обсадную колонну используют жидкость с вязкостью до 1000 сП и даже до 2000 сП.

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины.

При этом достигаются сохранение постоянной концентрации песка в жидкости разрыва и хорошие условия для переноса его в глубь трещины. Фильтруемость проверяют на приборе по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см3 жидкости за 30 мин.

Способность жидкости разрыва удерживать песок во взвешенном состоянии находится в прямой зависимости от вязкости.

Более вязкие жидкости, как, например, мазуты, имеют удовлетворительную вязкость при температуре ниже 20°С; сырые нефти и вода, имеют низкую вязкость, в большинстве случаев хорошо фильтруются, и их не рекомендуется в чистом виде использовать при гидроразрыве пласта.

Повышение вязкости, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

В нагнетательных скважинах при гидравлическом разрыве используют загущенную воду. Для загущения применяют сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде и имеющие низкую фильтруемость.

В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов - жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500-1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низкой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется раствор ССБ вязкостью 250-800 сП.

В последнее время в качестве жидкости-песконосителя применяют загущенную ССБ концентрированную соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ). Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами (2-2,5 ч против 30-40 мин при использовании чистого раствора НСl). Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом удалении от ствола скважины.

При гидроразрыве пласта в условиях высоких пластовых температур (130-150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов ССБ с повышением температуры до 90° С резко понижается до 8-0,6 сП.

При более высоких температурах вязкость этих растворов приближается к вязкостным свойствам воды. Поэтому в качестве эффективной жидкости разрыва и песконосителя, обладающей хорошей пескоудерживающей способностью и слабой фильтруемостью, применяют водные растворы КМЦ-500 (карбоксиметилцеллюлоза) в пределах 1,5-2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20-25%. Продавочная жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в целях снижения потерь напора при прокачке.

Цель заполнения песком трещин - предупреждение их смыкания и сохранение в открытом состоянии после снятия давления ниже величины давления разрыва. Поэтому к песку предъявляются следующие требования:

1) песок должен иметь достаточную механическую прочность, чтобы не разрушаться в трещинах под действием веса породы;

2) сохранять высокую проницаемость.

Этим требованиям удовлетворяет хорошо скатанный однородный кварцевый песок.

Применяется песок следующих фракций: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6ММ. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Степень эффективности гидравлического разрыва пласта определяется диаметром и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности достигается закачкой больших количеств песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 тОНН песка.Концентрация песка в жидкости-песконосителе зависит от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м3 жидкости.

3.ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

Гидравлический разрыв проводят в пластах с различной проницаемостью в случае падения дебита или приемистости нагнетательных скважин.

До проведения гидроразрыва скважину испытывают на приток, определяют ее поглотительную способность и давление при поглощении. С этой целью одним агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного давления, при котором скважина начинает принимать жидкость. В течение 10-20 мин замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают давление на 2-3 МПа и вновь определяют расход.

Процесс увеличения расхода жидкости и давления повторяют несколько раз, и в конце исследования создают максимально возможное давление, при котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую зависимости приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о поглотительной способности скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимые для проведения разрыва, а также судят о качестве проведенного разрыва и об изменениях проницаемости пластов призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.

Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем промывают. В отдельных случаях для увеличения фильтрационных свойств пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих мероприятий способствует снижению давления разрыва и повышению его эффективности.

После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные трубы диаметром 75 или 100 мм, по которым прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части. Благодаря этому давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Применяют различные конструкции пакеров. Наиболее распространены шлипсовые пакеры, выпускаемые под различные диаметры эксплуатационных колонн и рассчитанные на давление 50 МПа (рис.1).

Герметизация обсадной колонны осуществляется при деформации резиновых уплотнительных манжет от веса колонны насосно-компрессорных труб при опоре конуса на шлипсы пакера, центрирование которого осуществляется фонарем. Замковое устройство фонаря раскрывается при трении фонаря о стенки обсадных труб во время вращения пакера.

Осевая нагрузка при гидроразрыве воспринимается головкой пакера с опорным кольцом и передается на якорь, удерживающий пакер и колонну насосно-компрессорных труб от перемещения вверх. Головка пакера имеет левую резьбу в месте соединения с якорем.

В случае заклинивания манжет в обсадной колонне якорь может быть отвинчен от пакера правым вращением и поднят на поверхность.

Конструкция плашечного гидравлического действия приведена на рис.2

В процессе закачки рабочей жидкости для гидроразрыва создающийся перепад давления между внутренней частью якоря и кольцевым зазором в эксплуатационной колонне деформирует резиновую трубку, выдвигая плашки до упора в стенку колонны. Плашки, врезаясь своими острыми зубцами в стенки труб, удерживают якорь и соответственно пакер от выталкивания вверх по скважине.

Наряду со шлипсовыми пакерами применяют пакеры самоуплотняющиеся ПС. В этой конструкции герметизация достигается за счет самоуплотнения резиновых манжет под воздействием жидкости гидроразрыва.

В отличие от других типов пакеров в конструкции пакера ПС предусмотрен перепускной клапан, предназначенный для перепуска жидкости гидроразрыва в затрубное пространство во время спуска пакера, за счет чего снимается давление на самоуплотняющиеся манжеты. Перепускной клапан присоединяется через переводник и устанавливается выше гидравлического якоря.

После спуска труб с пакером и якорем устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.

3.1 Обвязка и оборудование при ГРП

На рис.2 приведена общая схема обвязки и расположения оборудования при гидравлическом разрыве пласта. На первом этапе закачивают жидкость разрыва насосными агрегатами, в результате чего давление постепенно увеличивается и по достижении определенного значения происходит разрыв пласта. О моменте разрыва судят по манометру на выкидной линии. Этот момент характерен резким спадом давления и увеличенным расходом нагнетаемой жидкости.

После разрыва пласта переходят ко второму этапу - подаче в трещину жидкости-песконосителя с песком при большом расходе и высоком давлении нагнетания. Жидкость-песконоситель с песком задавливают в трещину продавочной жидкостью при максимальном давлении и с максимальной скоростью закачки. Достигается это путем подключения наибольшего числа агрегатов. В качестве продавочной жидкости для нефтяных скважин используют нефть и для нагнетательных - воду. Количество этой жидкости должно быть равно емкости колонны труб. Закачка продавочной жидкости является последним, третьим этапом непрерывного процесса гидроразрыва пласта.

После продавки устье закрывают и скважину оставляют в покое до тех пор, пока устьевое давление не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.

Представляет интерес техника проведения гидроразрыва в скважинах, продуктивные горизонты которых залегают на глубинах 2800-3400м. Технология разрыва пласта в таких скважинах отличается от обычной тем, что процесс гидроразрыва проходит при постоянном противодавлении на на-сосно-компрессорные трубы и на верхний торец резинового элемента пакера. Величина противодавления определяется как разность между расчетным значением давления гидроразрыва и максимально допустимым давлением на пакер. Для таких скважин рабочее давление в кольцевом пространстве (затрубном) определяют опытным путем. Для подкачки жидкости разрыва используют вспомогательный агрегат. Особенности расположения оборудования и обвязки устья при гидроразрыве по данной технологии показан на рис.3

Работы по гидроразрыву на скважине рекомендуется осуществлять в следующей последовательности. Опрессовывают наземное оборудование на давление, равное 70 МПа, и заменяют в скважине воду на нефть, после чего спускают пакер. Затем с помощью насосных агрегатов, применяемых для гидроразрыва пласта, прокачкой жидкости в насосно-компрессорных трубах и под пакером создают максимально возможное давление. Подкачкой жидкости вспомогательным цементировочным агрегатом поднимают давление в кольцевом пространстве (затрубном) и оставляют скважину в покое на 30 мин. Этим на первом этапе достигается возможность образования трещин в пласте.

На втором этапе проводят операцию по закреплению трещин песком. После испытания скважины на приемистость в пласт закачивают жидкость-песконоситель.

Рис. 3. Схема обвязки оборудования при ГРП в глубоких скважинах:

1 - пескосмеситель; 2 - агрегат ЦА-400; 3- агрегат ЧАН-700;

4 - вспомогательный агрегат; 5 - емкость для рабочих жидкостей

Давление на устье во время закачки и продавливания в пласт может увеличиваться до 60-80 МПа. Проведение гидроразрыва по данной технологии позволяет значительно повысить производительность скважины.

При наличии в скважинах большой фильтровой зоны или несколько вскрытых продуктивных пропластков производят поинтервальные многократные гидравлические разрывы.

В последнее время разработан и внедрен новый способ поинтервального гидроразрыва, позволяющий за один спуск забойного оборудования проводить в любой последовательности гидроразрыв тех или иных пластов. При осуществлении гидроразрыва по этой технологии в одном пласте перфорированные отверстия против вышележащих пластов перекрываются тонущими, а против нижележащих пластов - плавающими в жидкости разрыва эластичными шариками. Применяемое забойное оборудование отличается простотой конструкции и может быть изготовлено в промысловых мастерских. Состоит оно из двух полых цилиндров, соосно-закрепленных на насосно-компрессорных трубах. Цилиндр с отверстиями в дне открыт сверху, а цилиндр с отверстиями в крышке - снизу. Труба, на которую надеты и приварены цилиндры, заглушена снизу и имеет отверстия над нижним цилиндром.

Подготовительные работы по поинтервальному гидроразрыву производят в следующей последовательности. В скважину на насосно-компрессорных трубах спускают цилиндры, пакер и якорь. Под нижний цилиндр помещают специальные эластичные шарики диаметром 18-20 мм с удельным весом меньшим, чем у жидкостей, применяемых при гидроразрыве (плавающие шарики); следовательно, в жидкости они все время будут прижиматься к крышке нижнего цилиндра. Диаметр цилиндра подбирают таким образом, чтобы шарики не могли попасть в зазор между ним и эксплуатационной колонной. Число шариков, загружаемых в нижний цилиндр, берется несколько больше, чем число перфорационных отверстий, находящихся ниже самого верхнего интервала, намеченного для гидроразрыва.

В верхний цилиндр помещают тонущие шарики. При этом количество их также должно быть больше, чем число отверстий, находящихся выше нижнего интервала, намеченного для гидроразрыва. Чтобы шарики при спуске вниз или при негерметичном перекрытии колонны не попадали под пакер, ставят специальный диск-отбойник. Пакер устанавливается с таким расчетом, чтобы интервал, намеченный для гидроразрыва, находился между цилиндрами с шариками. После этого производят гидроразрыв намеченного пласта обычным способом. Если при разрыве начнут принимать жидкость выше или нижележащие пласты, то их перфорационные отверстия перекрываются шариками, которые потоком жидкости увлекаются из цилиндров к этим отверстиям. Таким образом, гидроразрыв произойдет только в намеченном интервале.После прекращения закачки шарики благодаря соответствующей разнице в их удельных весах соберутся в свои цилиндры. Приподнимая или опуская оборудование и устанавливая цилиндры с шариками в нужном интервале, можно произвести гидроразрыв любого пласта.

4. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИИ ГРП

Технология гидроразрыва пласта осуществляется следующим образом. Поскольку при ГРП в большинстве случаев (за исключением мелких скважин) возникают давления, превышающие допустимые для обсадных колонн, то предварительно в скважину спускают НКТ, Способные выдержать это давление. Выше кровля пласта или пропластка, в котором намечается произвести разрыв, устанавливают пакер, изолирующий кольцевое пространство и колонну от давления, и устройство, предупреждающее его смещение и называемое якорем. По спущенным НКТ нагнетается сначала жидкость разрыва в таких объемах, чтобы получить на забое давление, достаточное для разрыва пласта. Момент разрыва на поверхности отмечается как резкое увеличение расхода жидкости (поглотительной способности скважины) при том же давлении на устье скважины или как резкое уменьшение давления на устье при том же расходе. Давление горных пород равно:

Рг = rПgН (4)

Силы сцепления частиц породы равно:

Рр = Рг + sZ (5)

более объективным показателем, характеризующим момент ГРП, является коэффициент поглотительной способности

kп = Q/(pз – рп) (6)

где Q-расход нагнетаемой жидкости;

рп-пластовое давление в районе данной скважины;

рз-давление на забое скважины в процессе ГРП.

При ГРП происходит резкое увеличение kп. Однако вследствие трудностей, связанных с непрерывным контролем за величиной рз, а также вследствие того, что распределение давлений в пласте - процесс существенно неустановившийся, о моменте ГРП судят по условному коэффициенту k.

где ру-давление на устье скважины.

Резкое увеличение k в процессе закачки также интерпретируется как момент ГРП. Имеются приборы для снятия этой величины.

После разрыва пласта в скважину закачивают жидкость-песконоситель при давлениях, удерживающих образовавшиеся в пласте трещины в раскрытом состоянии. Это более вязкая жидкость, смешанная (180-350 кг песка на 1 м3 жидкости) с песком или другим наполнителем. В раскрытые трещины вводится песок: на возможно большую глубину для предотвращения смыкания трещин при последующем снятии давления и переводе скважины в эксплуатацию. Жидкости-песконосители проталкивают в НКТ ив пласт продавочной жидкостью, в качестве которой используется любая маловязкая недефицитная жидкость.

Для проектирования процесса ГРП очень важно определить давление разрыва рр, которое необходимо создать на забое скважины.

Накоплен большой статистический материал по величине давления разрыва пласта рр по различным месторождениям мира и при различных глубинах скважин, который говорит об отсутствии четкой связи между глубиной залегания пласта и давлением разрыва. Однако все фактические значения рр лежат в пределах между величинами полного горного и гидростатического давлений. Причем при малых глубинах (менее 1000 м) рр ближе к горному давлению и при больших глубинах - к гидростатическому.

для неглубоких скважин (до 1000 м)

рр = (1,74 - 2,57) рст,………………………………………………(8)

для глубоких скважин (Н > 1000м)

рр =(1,32 - 1,97) рст,……………………………………………….(9)

где рст - гидростатическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта.

Сопротивление горных пород на разрыв обычно мало и лежит в пределах sр=1,5 … 3 МПа, поэтому оно не влияет существенно на рр.

Давление разрыва на забое рр и давление на устье скважины ру связаны очевидным соотношением

рр = ру + рст – ртр,………………………………………………………………………........(10)

где ртр – потери давления на трении в НКТ.

Из уравнения (10) следует:

ру = рр + ртр - рст,…………………………………………….....(11)

рст - статическое давление, определяется с учетом кривизны скважины

рст = rж g Н cos b,………………………………………………(12)

где H - глубина скважины; b - угол кривизны (усредненный);

rж - плотность жидкости в скважине, причем если жидкость содержит наполнитель (песок, стеклянные шарики, порошок из полимеров и др.), то плотность подсчитывается как средневзвешенная

r=rж(1–n/rн)+n,…………………………………………………(13)

где n - число килограммов наполнителя в 1м3 жидкости;

рн-плотность наполнителя (для песка рн=2650 кг/м3).

Потери на трение определить труднее, так как применяемые жидкости иногда обладают неньютоновскими свойствами. Присутствие в жидкости наполнителя (песка) увеличивает потери на трение.

В американской практике используются различные графики зависимости потерь давления на трение на каждые 100 футов НКТ разного диаметра при прокачке различных жидкостей с заданным объемным расХОдом. При больших темпах закачки, соответствующих турбулентному течению, структурные свойства используемых жидкостей (с различными загустителями и химическими реагентами) обычно исчезают, и достаточно приближенно потери на трение для этих жидкостей можно определить по обычным формулам трубной гидравлики.

ртр = l(Н/d) * (w2/2g) * rga,…………………………………………....(14)

где l - коэффициент трения, определяемый по соответствующим формулам в зависимости от числа Рейнольдса;

w - линейная скорость потока в НКТ;

d – внутренний диаметр НКТ; r - плотность жидкости, Н – длина НКТ;

g = 9,81 м/с2; a - поправочный коэффициент, учитывающий наличие в жидкости наполнителя (для чистой воды a = 1) и зависящий от его концентрации.

5. ОБОРУДОВАНИЕ, ИСПОЛЬЗУЕМОЕ ПРИ ГРП

При гидроразрыве пласта используют целый комплекс наземного оборудования: насосные агрегаты типа 2АН-500 или 4АН-700, пескосмесительный агрегат 4ПА. Для перевозки жидкости разрыва применяют автоцистерны 4ЦР или ЦР-20.

Агрегат 4АН-700 конструкции Азинмаша является основным в комплекте наземного оборудования. Он отличается повышенными мощностью и производительностью, удобен в эксплуатации. Рабочее давление агрегата позволяет проводить гидроразрыв пластов и осуществлять гидропескоструйные процессы и в глубоких скважинах. Все узлы его смонтированы на грузовом трехосном автомобиле КрАЗ-257 грузоподъемной силой 100-120 кН и представляют из себя следующее: силовую установку; коробку передач; трехплунжерный насос; манифольд, систему управления.

На раме автомобиля, непосредственно за кабиной водителя, расположена силовая установка агрегата, состоящая из двигателя с многодисковой фрикционной муфтой и центробежным вентилятором, систем питания, смазки и охлаждения, установки воздухоочистителя и других вспомогательных узлов.

Двигатель агрегата-дизельмотор двенадцатицилиндровый, четырехтактный имеет мощность 588 кВт при частоте вращения коленчатого вала 2000 об/мин. Двигатель с помощью многодисковой фрикционной муфты соединен с приемным валом коробки передач.

Насос 4Р-700 трехплунжерный, горизонтальный одинарного действия. Плунжеры предусмотрены размерами 100 и 120 мм, что обеспечивает работу насоса соответственно при давлениях до 70 и 50 МПа. Производительность агрегата при давлении 70 МПа составляет 6,3 л/с и при 20 МПа - 22 л/с. Масса агрегата 20200 кг, габаритные размеры 9800 х 2900 x 3320 мм. Управление агрегатом производится с центрального пульта, расположенного в кабине автомобиля, где размещены педали управления топливным насосом и фрикционной муфтой двигателя, рукоятка управления коробкой передач и необходимая контрольно-измерительная аппаратура.

Для транспортировки песка нужных фракций к скважине, в которой намечено произвести гидроразрыв пласта, и для последующего механического приготовления песчано-жидкостной смеси применяют специальные пескосмесительные агрегаты типа 4ПА.

На самоходном шасси автомашины КрАЗ-257 смонтированы бункер 1 для сыпучего материала с загрузочным шнеком 2 и рабочим шнеком 3, камера гидравлического смещения 5, смеситель 7 с поплавковым регулятором уровня 6, а также приемный коллектор 11 и раздаточный коллектор 10 с насосом 9 для перекачки песка. В верхней разгрузочной части шнека 3 установлена поворотная заслонка 4, соединенная с поплавковым регулятором 6. К стенкам и днищу бункера 1 прикреплены пневмовибраторы, обеспечивающие надежное поступление сыпучего материала самотеком в приемник шнека 3.

Загрузочный и рабочий шнеки, а также лопастная мешалка приводятся в действие гидродвигателями при помощи масляного насоса 8. Все агрегаты установки управляются с пульта, размещенного в кабине автомобиля.

Песчано-жидкостная смесь с небольшой концентрацией песка приготавливается следующим образом. Жидкость через приемный коллектор 11 попадает в камеру гидравлического смещения 5, в которую из бункера 1 шнеком 3 подается сыпучий материал. Количество сыпучего материала регулируется частотой вращения рабочего шнека и заслонкой 4 при помощи поплавкового регулятора уровня 6 в зависимости от уровня смеси в смесителе 7. Избыточное количество сыпучего материала по отводящему патрубку поступает обратно в бункер. В камере гидравлического смешения 5 приготавливается раствор требуемой концентрации, который поступает в смеситель 7, где при помощи лопастной мешалки поддерживается равномерность концентрации песка. Из смесителя 7 раствор подается Песковым насосом 9 через раздаточный коллектор 10 к месту потребления.

При приготовлении песчано-жидкостной смеси с большой концентрацией сыпучего материала камера гидравлического смешения заменяется проходной трубой, а жидкость из коллектора 11 и сыпучий материал из бункера 1 поступают непосредственно в смеситель 7, через сменную трубу (указана пунктиром). Готовая смесь отбирается так же, как и в первом случае.

Рис. 4. Схема пескосмесительного агрегата

Емкость бункера 6,5 м3. Максимальная производительность рабочего шнека (по песку) 50 т/ч, максимальная грузоподъемная сила 90 кН, производительность загрузочного шнека 12-15 т/ч. Масса агрегата с грузом 23 000 кг, габаритные размеры 8700 х 2625 х 3600 мм. Пескосмесительный агрегат обслуживается одним шофером-мотористом. При проведении гидроразрыва пласта пескосмесительный агрегат с помощью гибких шлангов соединяется с автоцистернами и с насосными агрегатами. К агрегату 4ПА можно присоединить одновременно две автоцистерны и четыре насосных агрегата (по два с каждой стороны).

Автоцистерна 4ЦР предназначена для перевозки жидкости, используемой для гидравлического разрыва пласта, и подачи ее в пескосмесительный или насосный агрегат. Автоцистерна 4ЦР (рис. 5) смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-219 грузоподъемной силой 120 кН и состоит из цистерны 1, вертикального плунжерного насоса 2, системы обвязки насоса с арматурой 3, коробки отбора мощности 4, узла трансмиссии 5, узла жесткой буксировки б и искрогасителя 7.

Цистерна оборудована специальным устройством для подогрева жидкости паром. Для определения количества жидкости, отобранной из цистерны, внутри ее смонтирован поплавковый указатель уровня. Жидкость перекачивается из автоцистерны с помощью трехплунжерного вертикального насоса, имеющего производительность 16,7 л/с и максимальное давление 2,0 МПа.

Объем цистерны 9 м3. В зависимости от плотности жидкости в ней масса автоцистерны достигает 21435 кг. Габаритные размеры 10100 x 2700 х 2740 мм. Время подогрева жидкости от 20° до 50°С равно 2 ч. В настоящее время выпускают автоцистерны для жидкости разрыва емкостью 17 м3. под шифром ЦР-20, смонтирована цистерна на тягаче с прицепом. Кроме подогревательного устройства и вертикального насоса, автоцистерна снабжена центробежным. насосом производительностью по воде 100 л/с с максимально развиваемым давлением 0,2 МПа.

При гидравлическом разрыве пласта устье скважины оборудуют специальной арматурой типа 1АУ-700, которая крепится на резьбе к эксплуатационной колонне. Арматура рассчитана на работу с давлением 70 МПа и состоит из крестовины, устьевой головки, пробковых кранов, предохранительного клапана и прочих элементов обвязки.

Для регулирования работы всего комплекса оборудования и агрегата при гидравлическом разрыве пласта используется самоходный блок манифольда типа 1БМ-700, который состоит из напорного и раздаточного коллекторов, подъемной стрелы и комплекта 60-мм насосно-компрессорных труб с шарнирным и быстросборным соединениями. Все оборудование блока манифольда монтируется на шасси грузового автомобиля повышенной проходимости (ЗИЛ-157К).

Напорный коллектор состоит из клапанной коробки с шестью отводами для соединения с насосными агрегатами; центральной трубы с датчиком контрольно-измерительных приборов (манометра, плотномера и расходомера) для работы со станцией контроля и управления процессами, двух отводов для соединения с арматурой на устье скважины; пробковых кранов и предохранительного клапана. Раздаточный коллектор служит для распределения рабочих жидкостей (продавочного раствора, воды, песчано-жидкостной смеси и т. д.) насосным агрегатам.

Комплект 60-мм насосно-компрессорных труб употребляется для соединения напорного коллектора с устьем скважины и подвода к раздаточному коллектору продавочного раствора, воды и других жидкостей. Для механизации погрузки и выгрузки арматуры устья блока манифольда имеется поворотная стрела с ручным управлением.

6. РАСЧЁТ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

1.Расчёт давления гидроразрыва пласта

Рразр = Рв.г. – Рпл + sр;

где Рв.г. – вертикальное горное давление;

Рпл – пластовое давление;

sр – давление расслоения пород. Вертикальное горное давление Рв.г. – определяют по формуле:

Рв.г. = rпgН,

где Н – глубина залегания пласта;

rп = 2500 кг/м3 – средняя плотность вышележащих горных пород.

Рв.г. = 2500*9,81*2250 = 55,181 МПа

Если давление расслоения пород sр = 1,5 МПа, то давление разрыва пласта будет:

Рразр = 55,181 – 17 + 1,5 = 39,681 МПа.

Давление разрыва на забое можно определить приближенно по эмпирической формуле:

Рразр = 104 * НК,

где К = 1,5 – 2. Принимаем среднее значение К = 1,75. Тогда

Рразр = 104 * 2250*1,75 = 39,375 МПа.

2. Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва.

Допустимое устьевое давление ГРП определяется по формуле:

Рд.у = - rgH + Ртр,

где Dн2, DВ2 – наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м

Dн = 0,173м DВ = 0,144 м; sтек = 650 МПа – предел текучести стали марки L; К = 1,5 – запас прочности, Ртр = потери напора на трение в трубах определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где l - коэффициент гидравлического сопротивления труб, определяется из соотношения l = 0,3164/Re0,5 для турбулентного или l = 64/Re для ламинарного режимов движения жидкости в трубе. Здесь Re (число Рейнольдса) – параметр, определяющий режим течения; при Re <2300 поток считается ламинарным, а при

Re >2300 турбулентным.

Re = ndrсм /mсм

где mсм – вязкость песчано-жидкостной смеси:

mсм=90*е3,18*0,091 = 120 мПа*с;

n - скорость движения жидкости по трубам, м/с определяется из выражения

где Q – темп закачки жидкости гидроразрыва, м3/сут (0,015 м3/сут),

F – площадь внутреннего сечения НКТ:

F = pDB2/4 = 3.14*0.1442/4 = 0.0162, м2.

Скорость движения жидкости:

n = 0,015/0,0162 = 0,926 м/с.

rсм = (rп - rж)С + rж – плотность смеси (нефть + песок),

С = С0/(С0+rп) - объёмное содержание песка, С0 – концентрация песка,

rсм = (2500-895)*0,091 + 895 = 1041 кг/м3

число Рейнольдса:

Re = 0,926*0,144*1041/(120*10-3) = 1156,76 тогда l = 64/ Re = 0,055

Потери давления на трение в трубах

Ртр = 0,055*(1041*0,9262*2250)/(2*9,81*0,144) = 0,039 МПа.

Следовательно допустимое устьевое давление составляет:

Рд.у. = (0,1732-0,1442)/(0,1732+0,1442)*(650/1,75)+17-1041*9,81*2250*10-6=

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

где Рстр – страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности L, равна 1,59 МН,

G – усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берётся по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; к – запас прочности, который принимаем равным 1,5. Тогда допустимое устьевое давление:

Рд.у. = 34,4МПа.

Из полученных двух значений Рд.у. принимаем меньшее (34,4 МПа).

Возможное забойное давление при допустимом давлении на устье 34,4 МПа составит:

Рз = Рд.у. + rGН – Pтр = 34,4*106 + 1041*9,81*2250 – 0,039*106 = 57,34 МПа

Учитывая, что потребное давление разрыва на забое Рразр = 39,375 МПа меньше Рз = 57,34 МПа, определим рабочее давление на устье скважины

Ру = Рразр - rgН + Ртр = 39,375*106 - 1041*9,81*2250 + 0,039*106 = 16,9 МПа.

Следовательно, давление на устье скважины ниже допустимого, поэтому можно проводить закачку жидкости гидроразрыва по НКТ.

3. Определение необходимого количества рабочей жидкости.

Количество жидкости разрыва не поддаётся точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м3. Примем для нашей скважины Vр = 7,5 м3 нефти.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. На практике заготавливают 20 – 50 м3 жидкости (Vпж) и 8 – 10 т песка(Gпес).

Концентрация песка C зависит от вязкости жидкости песконосителя и темпа её закачки. Для нефти вязкостью 90 мПа*с принимаем С = 250 кг/м3. При этом условии объем жидкости песконосителя:

Vпж = Gпес/С = 8000/250 = 32 м3.

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

Емкость 168 – мм обсадной колонны длиной 1800 м составляет 34 м3, а принятое количество жидкости-песконосителя - 29 м3

Оптимальная концентрация песка может быть определена на основании скорости падения зерен песка в принятой рабочей жидкости по формуле

Где С – концентрация песка, кг/м3 ;

n - скорость падения зерен песка диаметром 0,8 мм в м/ч в зависимости от вязкости жидкости находится графически. Для вязкости жидкости-песконосителя 90 МПа*с n = 15 м/ч, следовательно

С = 4000/15 = 267 кг/м3.

G = 267*29 = 7743 кг.

Объем продавочной жидкости во избежании оставления на забое песка следует принимать в 1,2 – 1,3 больше, чем объем колонны, по которой закачивается песок. Необходимый объем продавочной жидкости:

Vпр = =3,14*0,144^2*2250*1.3/4 =47.6 м3

4. Время проведения гидроразрыва

Т = (Vр+Vжп+Vпр) Q =(7.5+32+47.6)/ 1500=0.06сут

Где Q-суточный расход рабочей жидкости, м³

5. Радиус горизонтальной трещины

Эта технология, применяемая для интенсификации работы и повышения отдачи нефтедобывающих скважин уже более полувека, вызывает, пожалуй, наиболее жаркие споры среди экологов, ученых, простых граждан, а нередко даже и самих работников добывающей отрасли. Между тем смесь, которая закачивается в скважину во время гидроразрыва, на 99% состоит из воды и песка, и лишь на 1% – из химических реагентов.

Что мешает нефтеотдаче

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Так называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта. Само бурение вносит изменения в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальтосмолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается и в результате проникновения в нее рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастают сопротивления фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Технология фрекинга

Для повышения нефтеотдачи пласта, интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин используется метод гидровлического разрыва пласта или фрекинга. Технология заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает – либо же существенно снижается депрессия. Технология ГРП позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения производительности скважин, поскольку приводит не только к интенсификации выработки запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и, при определенных условиях, позволяет существенно расширить эту зону, приобщив к выработке слабо дренируемые зоны и пропластки – и, следовательно, достичь более высокой конечной нефтеотдачи.

История метода ГРП

Первые попытки интенсификации добычи нефти из нефтяных скважин были предприняты еще в 1890-х годах. В США, где добыча нефти в это время развивалась стремительными темпами, был успешно испытан метод стимулирования добычи из плотных пород с помощью нитроглицерина. Идея заключалась в том, чтобы взрывом нитроглицерина раздробить плотные породы в призабойной зоне скважины и обеспечить увеличение притока нефти к забою. Метод успешно применялся некоторое время, несмотря на свою очевидную опасность.

Первый коммерчески успешный гидроразрыв пласта был осуществлен в 1949 году в США, после чего их количество стало резко возрастать. К середине 50-х годов количество проводимых ГРП достигло 3000 в год. В 1988 году общее количество проведенных ГРП перевалило за 1 миллион операций, и это только в США.

В отечественной практике метод ГРП начали применять с 1952 года. Пик применения метода был достигнут в 1959 году, после чего количество операций снизилось, а затем эта практика и вовсе прекратилась. С начала 1970-х и до конца 1980-х ГРП в отечественной нефтедобыче в промышленных масштабах не проводились. В связи с вводом в разработку крупных нефтяных месторождений Западной Сибири потребность в интенсификации добычи попросту отпала.

… И день сегодняшний

Возрождение практики применения ГРП в России началось только в конце 1980-х. В настоящее время лидирующие позиции по количеству проводимых ГРП занимают США и Канада. За ними следует Россия, в которой применение технологии ГРП производят в основном на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Россия – практически единственная страна (не считая Аргентины) за пределами США и Канады, где ГРП является привычной практикой и воспринимается вполне адекватно. В других странах применение технологии гидроразрыва затруднено из-за местных предубеждений и недопонимания технологии. В некоторых из них действуют существенные ограничения по использованию технологии ГРП вплоть до прямого запрета на ее применение.

Ряд экспертов утверждают, что использование технологии гидроразрыва при добыче нефти – это нерациональный, варварский подход к экосистеме. В то же время, метод широко применяется практически всеми крупными нефтяными компаниями.

Применение технологии ГРП достаточно обширно – от низко- до высоко проницаемых коллекторов в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Кроме того, с использованием ГРП можно решать специфические задачи, например, ликвидировать пескопроявления в скважинах, получать информацию о ФЕС объектов испытания в поисково-разведочных скважинах и т.д..

В последние годы развитие технологий ГРП в России направлено на увеличение объемов закачки проппанта, производство азотных ГРП, а также многостадийных ГРП в пласте.

Оборудование для гидроразрыва пласта

Оборудование, необходимое для гидроразрыва пласта, производит целый ряд предприятий, как зарубежных, так и отечественных. Одно из них - компания «ТРАСТ-ИНЖИНИРИНГ» , которая представляет широкий выбор оборудования для ГРП в стандартном исполнении, так и в виде модификации, выполняемой по желанию заказчика.

В качестве конкурентных преимуществ продукции ООО «ТРАСТ-ИНЖИНИРИНГ» необходимо отметить высокую долю локализации производства; применение самых современных технологий проектирования и производства; использование узлов и комплектующих от мировых лидеров отрасли. Важно отметить и присущую специалистам компании высокую культуру проектирования, производства, гарантийного, постгарантийного и сервисного обслуживания. Оборудование для ГРП производства ООО «ТРАСТ-ИНЖИНИРИНГ» легче приобрести благодаря наличию представительств в Москве (Российская Федерация), Ташкенте (Республика Узбекистан), Атырау (Республика Казахстан), а также в Панчево (Сербия).

Разумеется, метод ГРП, как и любая другая технология, применяемая в добывающей отрасли, не лишен определенных недостатков. Один из минусов фрекинга – в том, что положительный эффект операции может быть сведён на нет непредвиденными ситуациями, риск возникновения которых при столь обширном вмешательстве довольно велик (например, возможно непредвиденное нарушение герметичности близлежащего водного резервуара). Вместе с тем. гидравлический разрыв пласта является сегодня одним из наиболее эффективных методов интенсификации скважин, вскрывающих не только низкопроницаемые пласты, но и коллекторы средней и высокой проницаемости. Наибольший эффект от проведения ГРП может быть достигнут при внедрении комплексного подхода к проектированию гидроразрыва как элемента системы разработки с учетом разнообразных факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, энергетический потенциал пласта, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения.