Fracturarea hidraulică este o metodă mecanică de influențare a unei formațiuni productive, constând în faptul că roca este ruptă de-a lungul unor planuri de rezistență minimă sub influența excesului de presiune creat prin pomparea fluidului de fracturare în sondă la un debit pe care sonda nu îl are. timp pentru a absorbi. Fluidele prin care energia necesară fracturării este transferată de la suprafață în fundul puțului se numesc fluide de fracturare. După ruptură, sub influența presiunii fluidului, fractura se mărește, iar legătura ei apare cu un sistem de fracturi naturale nepătrunse de sondă și cu zone de permeabilitate crescută. Astfel, zona formațiunii drenată de fântână se extinde. Materialul granular (materialul de susținere) este transportat în fisurile formate de fluidele de fracturare, ceea ce asigură fisurile în stare deschisă după îndepărtarea presiunii în exces.

Ca urmare a fracturării hidraulice, debitul de producție sau injectivitatea puțurilor de injecție este multiplicat prin reducerea rezistenței hidraulice în zona fundului găurii și creșterea suprafeței de filtrare a sondei, iar recuperarea finală a petrolului este, de asemenea, crescută prin introducerea unui drenaj slab. zonele și straturile intermediare în producție.

Metoda de fracturare hidraulică are multe soluții tehnologice, determinate de caracteristicile unui anumit obiect de tratament și de scopul atins. Tehnologiile de fracturare hidraulică diferă, în primul rând, prin volumul de injecție al fluidelor de proces și al agenților de susținere și, în consecință, prin dimensiunea fisurilor create.

Fracturarea hidraulică locală a devenit cea mai răspândită ca mijloc eficient de influențare a zonei de fund a puțurilor. În acest caz, este suficient să se creeze fracturi de 10-20 m lungime cu injectarea a zeci de metri cubi de lichid și câteva tone de agent de susținere. În acest caz, producția puțului crește de 2-3 ori.

În ultimii ani, au fost intens dezvoltate tehnologii pentru crearea de fracturi extrem de conductoare de lungime relativ scurtă în formațiuni medii și înalte permeabile, ceea ce face posibilă reducerea rezistenței zonei de fund și creșterea razei efective a sondei.

Efectuarea fracturării hidraulice cu formarea de fisuri extinse duce la creșterea nu numai a permeabilității zonei de fund, ci și a acoperirii formațiunii prin influență, implicarea rezervelor suplimentare de petrol în dezvoltare și o creștere. în recuperarea petrolului în general. În același timp, este posibil să se reducă tăierea curentă de apă a produselor produse. Lungimea optimă a unei fracturi fixe cu o permeabilitate la formare de 0,01-0,05 μm 2 este de obicei de 40-60 m, iar volumul de injecție este de la zeci la sute de metri cubi de lichid și de la unități la zeci de tone de agent de susținere.

Alături de aceasta, se utilizează fracturarea hidraulică selectivă, care face posibilă implicarea în dezvoltare a straturilor cu permeabilitate scăzută și creșterea productivității.

Tehnologia de fracturare hidraulică masivă este utilizată cu succes în SUA, Canada și un număr de țări din Europa de Vest pentru a implica rezervoare de gaz cu permeabilitate ultra-scăzută (mai puțin de 10 -4 µm2) în dezvoltarea industrială. În același timp, se creează fisuri cu o lungime de 1000 m sau mai mult prin injectarea a sute la mii de metri cubi de lichid și de la sute la mii de tone de agent de susținere.

Tehnologia de utilizare a fracturării hidraulice se bazează în primul rând pe cunoașterea mecanismului de apariție și propagare a fisurilor în roci, ceea ce face posibilă prezicerea geometriei fisurii și optimizarea parametrilor acesteia. Modelarea matematică a procesului de formare a fisurilor se bazează pe legile fundamentale ale teoriei elasticității, fizicii formațiunilor purtătoare de petrol și gaze, filtrare și termodinamică. Primul model teoretic de propagare a fisurilor bidimensionale, care a primit recunoaștere universală, a fost propus de S.A. Hristianovici, Yu.P. Zheltov și G.I. Barenblatt (modelul I). Ceva mai târziu, T.K. Perkins, L.R. Kern a propus un al doilea model (Modelul II). Aceste două modele teoretice bidimensionale principale de propagare a fracturii hidraulice diferă în formularea fizică a problemelor (Fig. 1.1). În ambele modele, înălțimea fisurii verticale este constantă, dar în Modelul I secțiunea transversală verticală a fisurii este un dreptunghi, iar în Modelul II este o elipsă. Secțiunea orizontală a unei fisuri verticale în modelul I este o elipsă cu puncte ascuțite la capetele fisurii, iar în modelul II este o elipsă. Secțiunile longitudinale verticale ale fisurilor în ambele modele sunt dreptunghiuri. Secțiunea transversală verticală a unei fisuri circulare orizontale de fracturare hidraulică în modelul II este eliptică, iar în modelul I este eliptică cu cuspizi la capete opuse. Ambele modele se bazează pe teoria liniară a fisurilor dintr-un corp elastic. Diferențele de modele duc la diferențe în comportamentul presiunii de rupere și alți parametri ai procesului de fracturare hidraulică. Domeniile de aplicare pentru fiecare dintre aceste modele sunt indicate în R.P. Nordgren: Modelul I descrie propagarea unei fisuri verticale în plan orizontal, iar Modelul II descrie creșterea acesteia în direcția verticală. În stadiul incipient al propagării fisurii, când lungimea sa este mult mai mică decât înălțimea, modelul I este aplicabil; într-o etapă târzie, când lungimea fisurii depășește semnificativ înălțimea, se aplică modelul II. În prezent, în practica câmpului petrolier, modelele pseudo-tridimensionale au devenit larg răspândite, care sunt o combinație a două modele bidimensionale binecunoscute care descriu creșterea unei fisuri și fluxul de fluid în ea în două direcții reciproc perpendiculare. Cercetările privind mecanismul formării fisurilor în timpul fracturării hidraulice și modelarea matematică a acestui proces sunt discutate în recenziile lui V.A. Reutova, 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, eu. S. Abou-Sayed. Această lucrare studiază influența fracturării hidraulice asupra proceselor de filtrare din rezervor și asupra eficienței dezvoltării zăcămintelor de petrol și gaze.

Model I Model II

Orez. 1.1. Modele de propagare a fisurilor pe verticală

Posibilitatea formării fisurilor verticale sau orizontale depinde de distribuția tensiunilor tectonice. La adâncimi mici, solicitarea verticală poate fi semnificativ mai mică decât tensiunea efectivă orizontală, ceea ce favorizează formarea unei fisuri orizontale. Se crede că în condiții normale se formează fisuri orizontale la adâncimi de până la 200 m, iar fisurile verticale la adâncimi de peste 400 m. La adâncimi intermediare, unde tensiunile principale sunt aproximativ egale, orientarea fisurilor este determinată de alți factori, cum ar fi anizotropia. Deoarece rezervoarele de petrol și gaze în curs de dezvoltare sunt în mare parte limitate la adâncimi semnificative, majoritatea studiilor teoretice iau în considerare fracturile verticale.

1.2. EXPERIENȚĂ STRĂINĂ ÎN UTILIZAREA FRACTURĂRII HIDRAULICE

Pentru prima dată în practica petrolieră, fracturarea hidraulică a fost efectuată în 1947 în SUA. Tehnologie și concepte teoretice

Cercetările privind procesul de fracturare hidraulică au fost descrise în lucrarea lui J.B. Clark în 1949, după care această tehnologie a devenit rapid răspândită. Până la sfârșitul anului 1955, în Statele Unite au fost efectuate peste o sută de mii de operațiuni de fracturare hidraulică. Pe măsură ce s-au îmbunătățit cunoștințele teoretice ale procesului și s-au îmbunătățit caracteristicile tehnice ale echipamentelor, fluidelor de fracturare și materialelor de susținere, rata de succes a operațiunilor de fracturare a atins 90%. Până în 1968, peste un milion de operațiuni au fost efectuate în întreaga lume. În Statele Unite, numărul maxim de operațiuni de fracturare hidraulică a fost efectuat în 1955 și s-a ridicat la 4.500 de operațiuni de fracturare hidraulică pe lună, până în 1972, acest număr a scăzut la 1.000 de operațiuni de fracturare hidraulică pe lună și până în 1990 sa stabilizat la 1.500 de operațiuni pe lună;

Tehnologia de utilizare a fracturării hidraulice se bazează în primul rând pe cunoașterea mecanismului de inițiere și propagare a fisurilor, ceea ce face posibilă prezicerea geometriei fisurii și optimizarea parametrilor acesteia. Primele modele destul de simple care au determinat relația dintre presiunea fluidului de fracturare, deformarea plastică a rocii și lungimea rezultată și deschiderea fracturii au îndeplinit nevoile practicii până când operațiunile de fracturare hidraulică nu au necesitat investiții mari. Introducerea fracturării hidraulice cu penetrare adâncă și masivă, care necesită un consum mare de fluide de fracturare și agent de susținere, a condus la necesitatea creării unor modele mai avansate de fracturare bi- și tridimensionale, permițând predicția mai fiabilă a rezultatelor tratamentului.

Cel mai important factor în succesul unei proceduri de fracturare hidraulică este calitatea fluidului de fracturare și a agentului de susținere. Scopul principal al fluidului de fracturare este de a transfera de la suprafață în fundul sondei energia necesară deschiderii fracturii și de a transporta agentul de susținere de-a lungul întregii fracturi. Principalele caracteristici ale sistemului „fluid de fracturare - agent de susținere” sunt:

proprietățile reologice ale fluidului „pur” și care conține substanță de susținere;

proprietățile de infiltrare ale fluidului, care determină scurgerea acestuia în formațiune în timpul fracturării hidraulice și când agentul de susținere este transferat de-a lungul fracturii;

capacitatea fluidului de a asigura transferul agentului de susținere la capetele fracturii în suspensie fără depunerea prematură a acestuia;

capacitatea de a îndepărta ușor și rapid fluidul de fracturare pentru a asigura o contaminare minimă a pachetului de susținere și a formațiunii înconjurătoare;

compatibilitatea fluidului de fracturare cu diverși aditivi furnizați de tehnologie, eventuale impurități și fluide de formare;

proprietățile fizice ale agentului de susținere.

Fluidele de fracturare hidraulică trebuie să aibă suficientă vâscozitate dinamică pentru a crea fracturi de conductivitate ridicată datorită deschiderii mari și umplerii eficiente cu agent de susținere; au scurgeri reduse de filtrare pentru a obține fisuri de dimensiunile cerute cu un consum minim de fluid; să fie compatibile cu roci de formare și fluide; asigura o reducere minimă a permeabilității zonei de formare în contact cu fluidul de fracturare; asigura pierderi reduse de presiune datorate frecării în conducte; au suficientă stabilitate termică pentru formațiunea tratată; au stabilitate mare la forfecare, de ex. stabilitatea structurii fluidului la forfecare; ușor de îndepărtat din formațiune și fracturi hidraulice după tratament; să fie avansat tehnologic în pregătirea și depozitarea în condiții de teren; au corozivitate scăzută; să fie ecologic și sigur de utilizat; au un cost relativ mic.

Primele fluide de fracturare au fost pe bază de petrol, dar de la sfârșitul anilor 50. a început să folosească lichide pe bază de apă, dintre care cele mai comune sunt guma de guar și hidroxipropil guar. În prezent, în Statele Unite, peste 70% din toată fracturarea hidraulică se realizează folosind aceste fluide. Gelurile pe bază de petrol sunt folosite în 5% din cazuri, spumele cu gaz comprimat (de obicei CO 2 și N 2) sunt folosite în 25% din toate operațiunile de fracturare hidraulică. Pentru a crește eficiența fracturării hidraulice, fluidului de fracturare se adaugă diverși aditivi, în principal agenți antifiltrare și agenți de reducere a frecării.

Eșecurile în fracturarea hidraulică în formațiunile de gaz cu permeabilitate scăzută se datorează adesea îndepărtării lente a fluidului de fracturare și blocării acestuia a fracturii. Ca urmare, debitul inițial de gaz după fracturarea hidraulică poate fi cu 80% mai mic decât cel stabilit în timp, deoarece creșterea productivității sondei are loc extrem de lent pe măsură ce fractura este curățată - în săptămâni și luni. În astfel de formațiuni, este deosebit de important să se folosească un amestec de fluid de fracturare a hidrocarburilor și dioxid de carbon lichefiat sau CO2 lichefiat cu adăugare de azot. Dioxidul de carbon este introdus în formație în stare lichefiată și îndepărtat sub formă de gaz. Acest lucru face posibilă accelerarea eliminării fluidului de fracturare din formațiune și prevenirea unor astfel de efecte negative, care sunt cele mai pronunțate în rezervoarele de gaz cu permeabilitate scăzută, cum ar fi blocarea fracturii de către fluidul de fracturare, deteriorarea permeabilității de fază pentru gazul din apropiere. fractura, modificările presiunii capilare și umectarea rocii. Vâscozitatea scăzută a unor astfel de fluide de fracturare este compensată de o viteză mai mare de injecție în timpul operațiilor de fracturare hidraulică.

Materialele moderne utilizate pentru asigurarea fisurilor în stare deschisă - substanțe de susținere - sunt clasificate după cum urmează: nisipuri de cuarț și substanțe de susținere sintetice de rezistență medie și mare. Caracteristicile fizice ale agenților de susținere care afectează conductivitatea la fractură includ parametri precum rezistența, dimensiunea granulelor și distribuția dimensiunii particulelor, calitatea (prezența impurităților, solubilitatea acidului), forma granulelor (sfericitate și rotunjime) și densitatea.

Materialul principal și cel mai utilizat pentru repararea fisurilor este nisipul. Densitatea sa este de aproximativ 2,65 g/cm2. Nisipurile sunt utilizate de obicei în fracturarea hidraulică a formațiunilor în care efortul de compresiune nu depășește 40 MPa. Materialele de susținere ceramice de rezistență medie cu o densitate de 2,7-3,3 g/cm2 sunt utilizate la solicitări de compresie de până la 69 MPa. Agenții de susținere ultra-puternici precum bauxita sinterizată și oxidul de zirconiu sunt utilizați la solicitări de compresiune de până la 100 MPa, densitatea acestor materiale este de 3,2-3,8 g/cm2. Utilizarea elementelor de susținere grele este limitată de costul lor ridicat.

În plus, în SUA, se utilizează așa-numitul supernisip - nisip de cuarț, ale cărui granule sunt acoperite cu rășini speciale care măresc rezistența și împiedică îndepărtarea particulelor de susținere sfărâmate din fractură. Densitatea supranisipului este de 2,55 g/cm2. De asemenea, sunt produși și utilizați agenți de susținere acoperiți cu rășină sintetică.

Rezistența este principalul criteriu atunci când se selectează agenți de susținere pentru condiții specifice de rezervor pentru a asigura conductivitatea pe termen lung a fracturii la adâncimea de formare. În puțurile adânci, solicitarea minimă este orizontală, deci se formează fisuri predominant verticale. Odată cu adâncimea, solicitarea minimă orizontală crește cu aproximativ 19 MPa/km. Prin urmare, se folosesc următoarele tipuri de substanțe de susținere pentru diferite adâncimi: nisipuri de cuarț

Până la 2500 m; elemente de susținere de rezistență medie - până la 3500 m; Suport de înaltă rezistență - peste 3500 m.

Cercetările din ultimii ani efectuate în SUA au arătat că utilizarea agenților de susținere de rezistență medie este rentabilă chiar și la adâncimi mai mici de 2500 m, deoarece costurile crescute datorită costului lor mai mare în comparație cu nisipul cuarțos sunt compensate de câștigul în producție suplimentară de ulei datorită creării fracturării hidraulice a ambalajului de susținere cu conductivitate mai mare.

Cei mai des utilizați agenți de susținere sunt cu dimensiunile granulelor de 0,85-0,425 mm (20/40 ochiuri), mai rar 1,7-0,85 mm (12/20 ochiuri), 1,18

0,85 mm (ochiuri 16/20), 0,425-0,212 mm (ochiuri 40/70). Alegerea mărimii necesare a granulelor de susținere este determinată de o întreagă gamă de factori. Cu cât granulele sunt mai mari, cu atât este mai mare permeabilitatea pachetului de agent de susținere în fractură. Cu toate acestea, utilizarea agentului de susținere grosier este asociată cu probleme suplimentare în timpul transferului său de-a lungul fracturii. Rezistența agentului de susținere scade odată cu creșterea dimensiunii granulelor. În plus, în rezervoarele slab cimentate este de preferat să se folosească agent de susținere dintr-o fracție mai fină, deoarece datorită eliminării particulelor fine din formație, pachetul de agent de susținere cu granulație grosieră devine treptat înfundat și permeabilitatea acestuia scade.

Rotunjimea și sfericitatea granulelor de susținere determină densitatea ambalării sale într-o fractură, rezistența la filtrare, precum și gradul de distrugere a granulelor sub influența presiunii rocilor. Densitatea agentului de susținere determină transportul și localizarea agentului de susținere de-a lungul fracturii. Agenți de susținere cu densitate mare a forței de muncă

se menţine în suspensie în fluidul de fracturare în timp ce este transportat de-a lungul fracturii. Umplerea unei fracturi cu agent de susținere de înaltă densitate poate fi realizată în două moduri: folosind fluide cu vâscozitate ridicată care

transportați agentul de susținere pe toată lungimea fracturii cu sedimentare minimă sau folosind fluide cu vâscozitate scăzută la o rată crescută de injectare. În ultimii ani, companiile străine au început să producă elemente de susținere ușoare, caracterizate prin densitate redusă.

Datorită varietății mari de fluide de fracturare și agenți de susținere disponibile pe piața americană, Institutul American de Petrol (API) a elaborat proceduri standard pentru determinarea proprietăților acestor materiale (API RP39; Prud'homme, 1984, 1985, 1986 - pentru fracturare). fluide şi API RP60 - pentru agenţi de susţinere ) .

În prezent, Statele Unite au acumulat o vastă experiență în fracturarea hidraulică. În același timp, se acordă o atenție tot mai mare pregătirii fiecărei operații. Cel mai important element al unei astfel de pregătiri

Colectarea și analiza informațiilor primare. Datele necesare pentru pregătirea fracturării hidraulice pot fi împărțite în trei grupuri:

proprietățile geologice și fizice ale formațiunii (permeabilitate, porozitate, saturație, presiune de formare, poziția contactelor gaz-oil și apă-petrol, petrografie);

caracteristicile geometriei și orientării fisurii (efort orizontal minim, modulul Young, raportul lui Poisson, compresibilitatea rocii etc.);

proprietățile fluidului de fracturare și agentului de susținere.

Principalele surse de informații sunt datele din studiile geologice, geofizice și petrofizice, analizele miezului de laborator, precum și experimentele de teren constând în fracturare micro și mini-hidraulică.

În ultimii ani, a fost dezvoltată o tehnologie pentru o abordare integrată a proiectării fracturării hidraulice, care se bazează pe luarea în considerare a mai multor factori, cum ar fi conductivitatea rezervorului, sistemul de plasare a puțurilor, mecanica fracturii, caracteristicile fluidului de fracturare și a agentului de susținere, tehnologic și economic. limitări. În general, procedura de optimizare a fracturării hidraulice ar trebui să includă următoarele elemente:

calculul cantității de fluid de fracturare și agent de susținere necesare pentru a crea o fractură de dimensiunea și conductibilitatea necesare;

tehnologia pentru determinarea parametrilor optimi de injecție ținând cont de caracteristicile suportului și limitările procesului;

un algoritm complex care vă permite să optimizați parametrii geometrici și conductivitatea unei fracturi, ținând cont de productivitatea formațiunii și a sistemului de amplasare a puțurilor, asigurând un echilibru între caracteristicile de filtrare ale formațiunii și ale fracturii și pe baza criteriului de maximizarea profitului din tratamentul bine.

Crearea unei tehnologii optime de fracturare hidraulică presupune respectarea următoarelor criterii:

asigurarea optimizării producției de rezerve de câmp; maximizarea adâncimii de penetrare a agentului de susținere în fractură; optimizarea fluidului de fracturare și a parametrilor de injectare a agentului de susținere;

minimizarea costurilor de procesare;

maximizarea profiturilor prin obținerea suplimentară de petrol și gaze.

În conformitate cu aceste criterii, se pot distinge următoarele etape de optimizare a fracturării hidraulice pe amplasament:

1. Selectarea sondelor pentru tratare, ținând cont de sistemul de dezvoltare existent sau proiectat, asigurând maximizarea producției de petrol și gaze, reducând în același timp costurile.

2. Determinarea geometriei optime a ruperii - lungime și conductivitate - luând în considerare permeabilitatea formațiunii, sistemul de amplasare a sondei și distanța sondei de contactul gaz sau petrol-apă.

3. Selectarea unui model de propagare a fisurilor pe baza unei analize a proprietăților mecanice ale rocii, distribuția tensiunilor în formație și experimente preliminare.

4. Selectarea agentului de susținere cu proprietăți de rezistență corespunzătoare, calculul volumului și concentrației de agent de susținere necesare pentru a obține o fractură cu proprietățile specificate.

5. Selectarea fluidului de fracturare cu proprietăți reologice adecvate ținând cont de caracteristicile formațiunii, de susținerea și geometria fracturii.

6. Calculul cantității necesare de fluid de fracturare și determinarea parametrilor optimi de injecție ținând cont de caracteristicile fluidului și agentului de susținere, precum și de limitările tehnologice.

7. Calculul randamentului economic al fracturării hidraulice.

Prin eforturile comune ale Institutului American de Cercetare a Gazelor (GRI) și ale celor mai mari companii de petrol și gaze din Statele Unite (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schlumberger etc.), a fost dezvoltat un nou complex tehnologic, inclusiv Echipamente mobile GRI pentru testarea și controlul calității operațiunilor de fracturare hidraulică, o unitate de reologie GRI, un program computerizat de proiectare a fracturilor 3D FRACPRO, instrumente de profilare a tensiunii de formare și tehnologie microseismică pentru determinarea înălțimii și azimutului fracturii. Utilizarea noii tehnologii vă permite să selectați fluidul de fracturare și agentul de sprijin care se potrivesc cel mai bine condițiilor specifice și să controlați propagarea și deschiderea fracturii, transportul agentului de sprijin în suspensie de-a lungul întregii fracturi și finalizarea cu succes a operațiunii. Cunoașterea profilului de tensiuni în formațiune permite nu numai determinarea presiunii hidraulice de fracturare, ci și prezicerea geometriei fracturii. Când există o diferență mare de solicitare în rezervor și în barierele impermeabile, fisura se propagă la o lungime mai mare și înălțime mai mică decât într-o formațiune cu o diferență nesemnificativă a acestor tensiuni. Luarea în considerare a tuturor informațiilor dintr-un model tridimensional vă permite să preziceți rapid și fiabil geometria și caracteristicile de filtrare ale unei fisuri. Testarea noii tehnologii de fracturare hidraulică în șase zăcăminte de gaze din Texas, Wyoming și Colorado a arătat eficiența sa ridicată pentru rezervoare cu permeabilitate scăzută.

În unele cazuri, fracturarea hidraulică are loc la presiuni semnificativ mai mici decât solicitările inițiale din formațiune. Răcirea formațiunii ca urmare a pompării apei reci în puțurile de injecție, care este semnificativ diferită ca temperatură față de rezervor, duce la o scădere a tensiunilor elastice și la fracturarea hidraulică în puțurile de injecție la presiuni de fund utilizate în inundarea apei. Studiile efectuate pe câmpul Prudhoe Bay (SUA) au arătat că jumătate de lungime a fisurilor apărute în acest fel a fost de 6-60 m formarea si apa injectata se produce fracturarea hidraulica.

La efectuarea fracturării hidraulice în puțuri înclinate, a căror direcție se abate de la planul de fractură, apar probleme asociate cu formarea mai multor fisuri de la diferite intervale de perforare și cu curbura fisurii în apropierea puțului. Pentru a crea o singură fisură plată în astfel de puțuri, se utilizează o tehnologie specială, bazată pe limitarea numărului de perforații, determinarea dimensiunii, numărului și orientării acestora în raport cu direcțiile tensiunilor principale din formațiune.

În ultimii ani s-au dezvoltat tehnologii de utilizare a fracturării hidraulice în puțuri orizontale. Orientarea fracturii în raport cu axa sondei este determinată de direcția sondei orizontale în raport cu azimutul tensiunii principale minime din formațiune. Dacă sonda orizontală este paralelă cu direcția tensiunii principale minime, atunci se formează fisuri transversale în timpul fracturării hidraulice. Au fost dezvoltate tehnologii pentru a crea mai multe fracturi într-un puț orizontal. În acest caz, numărul de fisuri este determinat ținând cont de limitările tehnologice și economice și este de obicei de 3-4. Primul experiment de teren care a creat fracturi multiple într-un puț înclinat a fost realizat de Mobil în anii 60. . Fracturarea hidraulică în puțuri orizontale de petrol a fost efectuată în câmpuri din partea daneză a Mării Nordului. Într-un zăcământ de gaze din Marea Nordului (Olanda), s-au creat două fracturi transversale într-o formațiune cu o permeabilitate de 0,001 µm 2 într-un puț orizontal. Cel mai mare proiect a fost realizat la zăcământul de gaze Solingen din Marea Nordului (Germania), caracterizat prin permeabilitate ultra-scăzută (10 -6 -10 -4 μm2), porozitate medie de 0,1-0,12 și grosime medie de formare de aproximativ 100 m. Într-un puţ orizontal de lungime au fost create patru fracturi transversale la 600 m, lungimea fiecăreia fiind de aproximativ 100 m debit mediu de 500 mii m 3 / zi. Dacă secțiunea orizontală a sondei este paralelă cu direcția tensiunii orizontale maxime, atunci fractura hidraulică va fi longitudinală față de axa sondei. O fractură longitudinală poate să nu ofere o creștere semnificativă a productivității unei sonde orizontale, dar o sondă orizontală intersectată de o fractură longitudinală poate fi considerată o fractură de conductivitate foarte mare. Avand in vedere ca o crestere a conductibilitatii este un factor determinant in cresterea productivitatii sondei datorita fracturarii hidraulice in formatiuni cu permeabilitate medie si mare, la dezvoltarea unor astfel de formatii este posibila utilizarea fracturarii hidraulice in sonde orizontale cu formarea de fracturi longitudinale. Lucrările experimentale de determinare a eficacității fracturilor longitudinale, efectuate în câmpul râului Kuparuk (Alaska) pe patru puțuri orizontale, au arătat că productivitatea a crescut în medie cu 71%, iar costurile cu 37%. În toate cazurile, alegerea între proiectarea puțurilor verticale cu fracturare hidraulică, puțurilor orizontale sau puțurilor orizontale cu fracturare hidraulică se face pe baza unei evaluări a eficienței economice a unei anumite tehnologii.

Tehnologia de fracturare hidraulică cu impulsuri face posibilă crearea mai multor fracturi într-o sondă, divergente radial de la sondă, care pot fi utilizate în mod eficient pentru a depăși efectul de piele în zona de lângă sondă, în special în formațiunile cu permeabilitate medie și înaltă.

Fracturarea hidraulică a formațiunilor cu permeabilitate medie și înaltă este una dintre cele mai intens dezvoltate metode de stimulare a puțurilor în prezent. În formațiunile cu permeabilitate ridicată, principalul factor de creștere a productivității sondei din cauza fracturării hidraulice este lățimea fracturii, spre deosebire de formațiunile cu permeabilitate scăzută, unde un astfel de factor este lungimea acesteia. Pentru a crea fisuri scurte late, se folosește tehnologia depunerii suportului la capătul fisurii (TSO-tip-screen-out), care constă în împingerea suportului în primul rând până la capătul fisurii prin creșterea treptată a concentrației acestuia în lucru. lichid în timpul tratamentului. Depunerea agentului de susținere la capătul fracturii împiedică creșterea acesteia în lungime. Injectarea ulterioară a fluidului purtător de agent de susținere duce la o creștere a lățimii fracturii, care ajunge la 2,5 cm, în timp ce în cazul fracturării hidraulice convenționale, lățimea fracturii este de 2-3 mm.

Ca rezultat, conductivitatea efectivă la rupere (produsul permeabilității și lățimii) este de 300-3000 µm 2 mm. Pentru a preveni transferul agentului de susținere în timpul producției ulterioare a sondei, tehnologia TSO este de obicei combinată fie cu un agent de susținere acoperit cu rășină, care stabilește și rezistă la frecarea vâscoasă în timpul producției, fie cu un pachet de pietriș, în care agentul de susținere este reținut în fractură folosind un Frac-and- Pachet. Aceeași tehnologie este folosită pentru a preveni propagarea fisurilor către contactul ulei-apă. Tehnologia TSO este utilizată cu succes în câmpul Prudhoe Bay (SUA), în Golful Mexic, Indonezia și Marea Nordului. Crearea de fracturi scurte și largi în puțurile care pătrund în formațiunile cu permeabilitate medie și înaltă dă rezultate bune cu o deteriorare semnificativă a proprietăților rezervorului în zona de lângă sondă ca mijloc de creștere a razei efective a sondei; în rezervoare de nisip multistrat, unde o fractură verticală asigură o legătură continuă a straturilor subțiri de nisip cu zona de perforare; în rezervoare cu migrare de particule mici, unde îndepărtarea nisipului este împiedicată prin reducerea vitezei curgerii în apropierea sondei; în formațiunile de gaz pentru a reduce efectele negative asociate cu turbulența curgerii în apropierea puțului.

Până în prezent, în Statele Unite au fost efectuate cu succes peste un milion de operațiuni de fracturare hidraulică, peste 40% din stocul de sonde a fost procesat, drept urmare 30% din rezervele de petrol și gaze au fost transferate din off- bilanţ la comercial. În America de Nord, creșterea producției de petrol ca urmare a fracturării hidraulice a fost de aproximativ 1,5

La sfârşitul anilor '70. Odată cu crearea de noi substanțe de susținere sintetice durabile, a existat o creștere a utilizării fracturării hidraulice în zăcămintele de gaz și petrol din Europa de Vest, limitate la gresii și calcare dense situate la adâncimi mari. În prima jumătate a anilor 80. a coincis cu a doua perioadă de vârf în operațiunile de fracturare hidraulică din lume, când numărul de tratamente pe lună a ajuns la 4800 și a fost vizat în principal rezervoarelor etanșe de gaz. În Europa, principalele regiuni în care s-a efectuat și se desfășoară fracturarea hidraulică masivă sunt concentrate în câmpurile din Germania, Țările de Jos și Marea Britanie în Marea Nordului și pe litoral în Germania, Țările de Jos și Iugoslavia. Fracturarea hidraulică locală se realizează și în câmpurile norvegiene din Marea Nordului, în Franța, Italia, Austria și în Europa de Est.

Cele mai mari lucrări de fracturare hidraulică masivă au fost întreprinse în Germania în formațiuni cu gaze situate la o adâncime de 3000-6000 m la o temperatură de 120-180 ° C. S-au folosit în principal substanțe de susținere artificiale de rezistență medie și mare. În perioada 1976-1985. Câteva zeci de operațiuni masive de fracturare hidraulică au fost efectuate în Germania. Consumul de agent de susținere în acest caz a fost în majoritatea cazurilor de 100 t/mp, într-o treime din cazuri - 200 t/mp, iar în cele mai mari operațiuni a ajuns la 400-650 t/mp. Lungimea fisurilor a variat de la 100 la 550 m, înălțimea - de la 10 la 115 m În majoritatea cazurilor, operațiunile au avut succes și au dus la o creștere a debitului de 3-10 ori. Eșecurile în timpul operațiunilor individuale de fracturare hidraulică s-au datorat în principal conținutului ridicat de apă din formațiune.

Întărirea fracturilor hidraulice în formațiunile cu conținut de petrol, spre deosebire de cele cu conținut de gaz, s-a realizat în principal folosind nisip, deoarece adâncimea acestor formațiuni este de numai 700-2500 m, doar în unele cazuri s-au folosit agenți de susținere de rezistență medie. În câmpurile petroliere din Germania și Țările de Jos, consumul de agent de susținere a fost de 20-70 t/godeu, iar în Bazinul Vienei din Austria, consumul optim de substanță de susținere a fost de doar 6-12 t/pudă. Atât puțurile de producție vechi cât și cele noi au fost tratate cu succes cu o bună izolare a intervalelor adiacente.

Câmpurile de gaze ale Regatului Unit din Marea Nordului asigură aproximativ 90% din necesarul de gaz al țării. Consumul de agent de susținere în timpul fracturării hidraulice în gresii purtătoare de gaze situate la o adâncime de 2700-3000 m a fost de 100-250 t/pudă. Mai mult, dacă la început crăpăturile au fost reparate fie cu nisip, fie cu suport sintetic de rezistență medie sau mare, atunci de la începutul anilor 80. Tehnologia de injectare secvențială a agenților de susținere într-o fractură, care diferă atât prin compoziția fracționată, cât și prin alte proprietăți, a devenit larg răspândită. Conform acestei tehnologii, 100-200 de tone de nisip cu o dimensiune a granulelor de 20/40 ochiuri au fost pompate mai întâi în fisură, apoi 25-75 de tone de substanță de susținere de rezistență medie cu o dimensiune a granulelor de 20/40 sau 16/20. În unele cazuri, metoda cu trei fracții a fost utilizată cu succes cu injectarea secvențială a agenților de susținere 20/40, 16/20 și 12/20 sau 40/60, 20/40 și 12/20.

Cea mai obișnuită versiune a fracturării hidraulice în două fracțiuni a constat în injectarea volumului principal de nisip sau agent de susținere de rezistență medie de tip 20/40, urmată de injectarea de agent de sprijinire de rezistență medie până la mare de 16/20 sau 12. /20 tip în cantitate de 10-40% din volumul total. Există diverse modificări ale acestei tehnologii, în special, rezultate bune sunt obținute prin pomparea inițială a nisipului cu granulație fină de tip 40/70 sau chiar 100 în fractură, apoi cantitatea principală de nisip sau agent de susținere de tip 20/40. și completarea fracturii cu suport durabil cu granulație grosieră 16/20 sau 12/20 . Avantajele acestei tehnologii sunt următoarele:

fixarea fracturii cu suport de înaltă rezistență în vecinătatea puțului, unde efortul de compresiune este cel mai mare;

reducerea costului operațiunii, deoarece suportul ceramic este de 2-4 ori mai scump decât nisipul;

crearea celei mai mari conductivitati la rupere în vecinătatea fundului, unde rata de filtrare a fluidului este maximă;

prevenirea transferului agentului de susținere în puț, asigurată prin selecția specială a diferenței de mărime a granulelor ale suportului principal și de la capătul ruperii, în care boabele mai mici sunt reținute la limita dintre agenți de susținere;

blocarea cu nisip cu granulație fină a capătului fisurii și a microfisurilor naturale ramificate din cea principală, ceea ce reduce pierderea fluidului de fracturare și îmbunătățește conductivitatea fisurii.

Agenții de susținere injectați în diferite zone ale fracturii pot diferi nu numai în compoziția fracționată, ci și în densitate. În Iugoslavia, a fost utilizată tehnologia de fracturare hidraulică masivă, când mai întâi este pompat un agent de susținere ușor de rezistență medie într-o fractură, apoi un agent de susținere greu, de înaltă calitate, de înaltă rezistență.

Agentul de susținere ușor este menținut în suspensie mai mult timp în fluidul care îl transportă, astfel încât poate fi livrat la o distanță mai mare de-a lungul lambourilor de fractură. Injectarea unui agent de susținere mai greu și de înaltă calitate în etapa finală a fracturării hidraulice permite, pe de o parte, asigurarea rezistenței la compresiune în zona celor mai mari solicitări din apropierea fundului și, pe de altă parte, reduce riscul de defecțiune a operației în etapa finală, deoarece agentul de susținere ușor a fost deja livrat la fractură. Fracturarea hidraulică masivă efectuată în Iugoslavia este una dintre cele mai mari din Europa, deoarece în prima etapă au fost pompate 100-200 de tone de agent de susținere ușor în fractură, iar în a doua etapă 200-450 de tone de agent de susținere mai greu. Astfel, cantitatea totală de agent de susținere a fost de 300-650 de tone.

Ca urmare a crizei petrolului din 1986, volumul lucrărilor de fracturare hidraulică a scăzut semnificativ, dar după stabilizarea prețului petrolului în 1987-1990. Un număr tot mai mare de domenii sunt vizate pentru fracturarea hidraulică și s-a acordat o atenție sporită optimizării tehnologiei de fracturare hidraulică și selecției eficiente a parametrilor de fractură și de susținere. Cea mai mare activitate în realizarea și planificarea fracturării hidraulice în Europa de Vest se observă în Marea Nordului: în zăcămintele britanice de gaze și zăcăminte de cretă purtătoare de petrol din sectorul norvegian.

Importanța tehnologiei de fracturare hidraulică pentru câmpurile din Europa de Vest este dovedită de faptul că extragerea unei treimi din rezervele de gaz de aici este posibilă și justificată economic doar prin fracturare hidraulică. Spre comparație, în Statele Unite, 30-35% din rezervele de hidrocarburi pot fi recuperate doar prin fracturare hidraulică.

Specificul dezvoltării zăcămintelor offshore determină costul mai mare al operațiunilor de stimulare a sondelor, deci, pentru a asigura o fiabilitate mai mare în perioada 1989-1990. S-a decis să se abandoneze complet utilizarea nisipului ca material de susținere în câmpurile britanice din Marea Nordului.

Nisipul a fost folosit în special de mult timp și pe scară largă ca material de susținere în Iugoslavia, Turcia, țările din Europa de Est și b. URSS, care avea propriul echipament pentru fracturarea hidraulică, dar nu avea o capacitate suficientă pentru producerea de substanțe de susținere sintetice scumpe. Astfel, în Iugoslavia și Turcia, agentul de susținere de rezistență medie a fost folosit doar pentru a finaliza fractura, iar volumul principal a fost umplut cu nisip. Cu toate acestea, în ultimii ani, datorită creării de asociații mixte, extinderii vânzărilor de substanțe de susținere de către companiile de producție occidentale către consumatorii direcți și dezvoltarea propriei producții, situația se schimbă. În China, fracturarea hidraulică se efectuează cu injectarea de agent de susținere de bauxită produs pe plan intern într-un volum de până la 120 de tone. S-a demonstrat că chiar și o concentrație scăzută de bauxită oferă o conductivitate la rupere mai bună decât o concentrație mai mare de nisip. Există perspective largi pentru utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică în domeniile din Africa de Nord, India, Pakistan, Brazilia, Argentina, Venezuela și Peru. În câmpurile din Orientul Mijlociu și Venezuela, limitate la rezervoarele de carbonat, principala tehnologie ar trebui să fie fracturarea acidului.

1.3. APLICAREA FRACTURĂRII HIDRAULICE LA ROSS II DEPOZITURI SKIKH

În producția internă de petrol, fracturarea hidraulică a început să fie utilizată în 1952. Numărul total de fracturări hidraulice în b. URSS în perioada de vârf 1958-1962. a depășit 1.500 de operațiuni pe an, iar în 1959 a ajuns la 3.000 de operațiuni, care aveau indicatori tehnici și economici înalți. Studiile teoretice și experimentale de teren pentru a studia mecanismul fracturării hidraulice și efectul acesteia asupra productivității puțurilor datează din aceeași perioadă. În perioada următoare, numărul operațiunilor de fracturare hidraulică efectuate a scăzut și s-a stabilizat la aproximativ 100 de operațiuni pe an. Principalele centre de fracturare hidraulică s-au concentrat pe câmpurile din Teritoriul Krasnodar, Volga-Urals, Tataria (câmpurile Romashkinskoye și Tuymazinskoye), regiunile Bashkortostan, Kuibyshev și Grozny, Turkmenistan, Azerbaidjan, Daghestan, Ucraina și Siberia. Fracturarea hidraulică a fost efectuată în principal pentru dezvoltarea puțurilor de injecție în timpul introducerii inundațiilor în linie de apă și, în unele cazuri, în puțurile de petrol. În plus, fracturarea hidraulică a fost folosită pentru a izola fluxurile de apă subterană în puțuri cu formațiuni monolitice; în acest caz s-a folosit ca ecran de hidroizolație o fractură hidraulică orizontală creată într-un interval prestabilit. Fracturarea hidraulică masivă în b. URSS nu a fost realizată. Odată cu dotarea câmpurilor cu echipamente mai puternice pentru injectarea apei, nevoia de fracturare hidraulică pe scară largă în puțurile de injecție a dispărut, iar după punerea în funcțiune a câmpurilor mari cu randament ridicat în Siberia de Vest, interesul pentru fracturarea hidraulică în industrie a dispărut practic. Ca urmare, de la începutul anilor 70 până la sfârșitul anilor 80. În producția autohtonă de petrol, fracturarea hidraulică nu a fost folosită la scară industrială.

Regenerarea fracturării hidraulice domestice a început la sfârșitul anilor 80. V

datorită unei schimbări semnificative în structura rezervelor de petrol şi gaze.

Până de curând, în Rusia se folosea ca agent de susținere doar nisip natural în cantități de până la 130 t/godeu, iar în cele mai multe cazuri au fost pompate 20-50 t/pudă. Din cauza

Datorită adâncimii foarte mici a formațiunilor tratate, nu a fost nevoie să se utilizeze substanțe de susținere sintetice de înaltă calitate. Până la sfârșitul anilor 80. La efectuarea fracturării hidraulice s-au folosit în principal utilaje casnice sau românești, în unele cazuri - americane.

Acum există oportunități largi de introducere a operațiunilor de fracturare hidraulică la scară largă în formațiuni cu gaze cu permeabilitate scăzută în câmpurile din Siberia (adâncime - 2000-4000 m), Stavropol (2000-3000 m) și Krasnodar (3000-4000 m). ), regiunile Saratov (2000 m) , Orenburg (3000-4000 m) și Astrakhan (câmpul Karachaganak (4000-5000 m)).

În producția rusă de petrol, se acordă multă atenție perspectivelor de utilizare a metodei de fracturare hidraulică. Acest lucru se datorează, în primul rând, tendinței de creștere a structurii rezervelor de petrol și a ponderii rezervelor din rezervoarele cu permeabilitate scăzută. Peste 40% din rezervele recuperabile ale industriei sunt situate în rezervoare cu permeabilitate mai mică de 0,05 µm 2 , dintre care aproximativ 80% sunt în Siberia de Vest. Până în 2000, se așteaptă ca astfel de rezerve din industrie să crească la 70%. Intensificarea dezvoltării zăcămintelor de petrol cu ​​productivitate scăzută poate fi realizată în două moduri: prin compactarea rețelei de sonde, ceea ce necesită o creștere semnificativă a investițiilor de capital și creșterea costului petrolului, sau prin creșterea productivității fiecărei sonde, i.e. intensificarea utilizării atât a rezervelor de petrol, cât și a puțurilor în sine.

Experiența mondială în producția de petrol arată că una dintre metodele eficiente de intensificare a dezvoltării rezervoarelor cu permeabilitate scăzută este metoda de fracturare hidraulică. Fisurile de fracturare hidraulică foarte conductoare fac posibilă creșterea productivității puțului de 2-3 ori și utilizarea fracturării hidraulice ca element al sistemului de dezvoltare, de exemplu. crearea unui sistem hidrodinamic de puțuri cu fracturi hidraulice, crește rata de extracție a rezervelor recuperabile, crește recuperarea petrolului datorită implicării zonelor și straturilor intermediare slab drenate în dezvoltarea activă și crește gradul de acoperire a inundațiilor de apă și, de asemenea, permite dezvoltarea a zăcămintelor cu o productivitate potențială a sondei de 2-3 ori mai mică decât nivelul producției profitabile, prin urmare, se transferă o parte din rezervele din bilanț în rezervele industriale. Creșterea productivității sondei după fracturarea hidraulică este determinată de raportul dintre conductivitatea formațiunii și fractura și dimensiunea fracturii, iar coeficientul de productivitate al sondei nu crește nelimitat odată cu creșterea lungimii de fractură; a lungimii, depășirea căreia practic nu duce la o creștere a debitului fluidului. De exemplu, cu o permeabilitate la formare de ordinul 10 -2 μm 2, semilungimea maximă este de aproximativ 50 m Ținând cont de creșterea zonelor de influență a puțurilor ca urmare a creării fracturilor hidraulice. proiectând o dezvoltare folosind fracturarea hidraulică, se poate planifica un model de puț mai rar.

Pentru perioada 1988-1995. În Siberia de Vest au fost efectuate peste 1.600 de operațiuni de fracturare hidraulică. Numărul total de obiecte de dezvoltare acoperite de fracturare hidraulică a depășit 70. Pentru un număr de obiecte, fracturarea hidraulică a devenit parte integrantă a dezvoltării și se realizează în 50-80% din stocul de puțuri producătoare. Datorită fracturării hidraulice, a fost posibil să se obțină un nivel profitabil de producție de petrol în multe locații. Creșterea debitelor s-a ridicat la o medie de 3,5, fluctuant pentru diverse obiecte de la 1 la 15. Succesul fracturării hidraulice depășește 90%. Numărul covârșitor de operațiuni de sondă au fost efectuate de asociații mixte specializate, folosind tehnologii străine și echipamente străine. Până în 1995, volumul de fracturare hidraulică din Siberia de Vest a atins nivelul de 500 de operațiuni de sondă pe an. Ponderea fracturării hidraulice în rezervoare cu permeabilitate scăzută (zăcaminte Jurassic, membru Achimov) a constituit 53% din totalul operațiunilor.

De-a lungul anilor, s-a acumulat o anumită experiență în realizarea și evaluarea eficacității fracturării hidraulice în diferite condiții geologice și fizice.

JSC Yuganskneftegaz a acumulat o vastă experiență în fracturarea hidraulică. Analiza eficacității a peste 700 de fracturi hidraulice efectuate de societatea mixtă „YUGANSKFRAKMASTER” în perioada 1989-1994. pe 22 de straturi din 17 câmpuri ale Yuganskneftegaz JSC, a arătat următoarele. Principalele ținte ale fracturării hidraulice au fost depozitele cu rezervoare cu permeabilitate scăzută: 77% din toate tratamentele au fost efectuate pe obiecte cu permeabilitate la formare mai mică de 0,05 µm 2 , dintre care 51% au fost mai mici de 0,01 µm 2 și 45% au fost mai mici de 0,005 µm 2 . µm2. În primul rând, s-a efectuat fracturarea hidraulică pe puțuri ineficiente: pe puțuri inactiv (24% din volumul total de lucru), pe puțuri cu randament redus cu un debit de fluid mai mic de 5 tone/zi (38%) și mai puțin. peste 10 tone/zi (75%). Stocul de puțuri anhidre și cu apă scăzută (mai puțin de 5%) reprezintă 76% din toate fracturile hidraulice. În medie, în perioada de generalizare, pentru toate tratamentele ca urmare a fracturării hidraulice, debitul de lichid a fost crescut de la 8,3 la 31,4 tone/zi, iar pentru petrol - de la 7,2 la 25,3 tone/zi, adică. V

De 3,5 ori cu o creștere a apei reduse cu 6,2%. Ca urmare, producția suplimentară de petrol din cauza fracturării hidraulice s-a ridicat la aproximativ 6 milioane de tone pe parcursul a 5 ani. Cele mai reușite rezultate au fost obținute atunci când fracturarea hidraulică a fost efectuată în obiecte pur petroliere cu o grosime mare saturată cu ulei (formația Achimov și formațiunile B. 4-5 din câmpul Prirazlomnoye), unde debitul de fluid a crescut de la 3,5-6,7 la 34 t/zi cu o creștere a tăierii de apă de numai 5-6%.

Fracturarea hidraulică la scară largă la cel mai mare câmp Samotlor a început în 1992 de către Samotlor Services JV. Până la începutul anului 1997, au fost efectuate 432 de operațiuni, rata de succes a fost de 94% și au fost produse în plus peste 4 milioane de tone de petrol. Jumătate de lungime a fisurilor de fracturare hidraulică este în medie de aproximativ 40 m Fracturarea hidraulică masivă a făcut posibilă schimbarea tendinței stabilite de scădere a producției de petrol: pentru unele obiecte nu există doar o scădere a ratei de declin, ci și stabilizarea. și chiar o creștere a producției. Efectul fracturării hidraulice este destul de stabil, durata acestuia nu se limitează la perioada luată în considerare (4 ani). Pentru toate obiectele, se constată o scădere a tăierii de apă a produselor produse în primii ani după fracturarea hidraulică, iar acest efect este cel mai semnificativ pentru rezervoarele intermitente, care este asociat cu implicarea rezervelor nedrenate anterior în dezvoltare și, în consecință, o creștere a recuperării petrolului.

Experiența în fracturarea hidraulică a formațiunilor discontinue, reprezentată în principal de lentile de rezervor individuale, a fost obținută și la TPP LUKoil-Kogalymneftegaz de la câmpul Povkhovskoye. Straturile intermediare ale zonei discontinue sunt pătrunse de două puțuri adiacente la o distanță medie de 500 m doar în 24% din cazuri. Sarcina principală de reglementare a sistemului de dezvoltare al câmpului Povkhovskoye este de a implica zona intermitentă a formațiunii BV 8 în activitatea activă și de a accelera rata de dezvoltare a rezervelor de-a lungul acesteia. În acest scop, la teren în anii 1992-1994. realizat de JV „KATKONEFT” 154 GRP. Rata de succes a tratamentelor a fost de 98%. În același timp, în medie, s-a obținut o creștere de cinci ori a debitului pentru puțurile tratate. Volumul de petrol suplimentar produs a fost de 1,6 milioane de tone. Durata medie estimată a efectului tehnologic este de 2,5 ani. În același timp, producția suplimentară datorată fracturării hidraulice per sondă ar trebui să se ridice la 16 mii de tone. Potrivit SibNIINP, până la începutul anului 1997, pe teren au fost deja efectuate 422 de operațiuni de fracturare hidraulică, a căror rată de succes a fost de 96%, volumul de petrol suplimentar produs a fost de 4,8 milioane de tone, creșterea medie a debitului sondei. a fost de 6,5 ori. Raportul mediu al debitului fluidului după fracturarea hidraulică în raport cu debitul maxim realizat înainte de fracturarea hidraulică și care caracterizează capabilitățile potențiale ale sondei a fost de 3,1.

Pe câmpurile CET LUkoil-Langepasneftegaz în perioada 1994-1996. Au fost efectuate 316 operatii de fracturare hidraulica, iar in 1997 - alte 202 operatii de fracturare hidraulica. Prelucrarea este efectuată în interiorul companiei și de către societatea mixtă „KATKONEFT”. Producția suplimentară de petrol a fost de aproximativ 1,6 milioane de tone, creșterea medie a ratei de producție a fost de 7,7 tone/zi pe sondă.

În 1993, au început lucrările-pilot privind fracturarea hidraulică pe câmpurile de la Noyabrskneftegaz OJSC au fost efectuate 36 de operațiuni; Volumul total al producției de fracturare hidraulică până la sfârșitul anului 1997 a fost de 436 operațiuni. Fracturarea hidraulică a fost efectuată, de regulă, în puțuri cu randament redus, cu conținut scăzut de apă, situate în zone cu proprietăți de filtrare și rezervor deteriorate. După fracturarea hidraulică, producția de ulei a crescut în medie de 7,7 ori, iar producția de lichid de 10 ori. Ca urmare a fracturării hidraulice, în 70,4% din cazuri, tăierea apei a crescut în medie de la 2% înainte de fracturare hidraulică la 25% după tratament. Rata de succes a tratamentelor este destul de mare și este în medie de 87%. Producția suplimentară de petrol din fracturarea hidraulică la OJSC Noyabrskneftegaz până la sfârșitul anului 1997 a depășit 1 milion de tone.

Dowell Schlumberger este una dintre cele mai importante companii de stimulare a puțurilor din lume. Prin urmare, munca ei privind fracturarea hidraulică în câmpurile rusești este de mare interes. Această companie a pregătit un proiect pentru primul experiment sovietico-canadian de a efectua fracturi hidraulice masive la câmpul Salym. De exemplu, într-una dintre puțurile dintr-o formațiune cu o permeabilitate de 10 -3 μm 2, a fost proiectată o fractură cu o jumătate de lungime de 120 m și o înălțime totală de 36,6 m după fracturarea hidraulică în formațiunea Bazhenov din timpul verii din 1988, puţul a început să curgă cu un debit de 33 m 3 /zi, care după 17 zile a scăzut la 18 m 3 /zi. Înainte de fracturarea hidraulică, fluxul de intrare era „nedebordant”, adică. nivelul lichidului din fântână nu s-a ridicat până la gură.

În 1994, Dowell Schlumberger a efectuat câteva zeci de operațiuni de fracturare hidraulică la câmpurile Novo-Purpeiskoye, Tarasovskoye și Kharampurskoye ale OJSC Purneftegaz. În perioada până la 1 octombrie 1995, pe câmpurile OJSC Purneftegaz au fost efectuate 120 de operațiuni de fracturare hidraulică. Debitul mediu zilnic al puțurilor tratate a fost de 25,6 tone/zi. De la începutul fracturării hidraulice, au fost produse 222,7 mii tone de ulei suplimentar. Lucrarea furnizează date despre debitele sondei la aproximativ un an de la fracturarea hidraulică: în a doua jumătate a anului 1994 au fost efectuate 17 operațiuni la câmpurile OJSC Purneftegaz; Rata medie de producție de petrol a unei sonde înainte de fracturarea hidraulică a fost de 3,8 tone/zi, iar în septembrie 1995 - 31,3 tone/zi. Unele fântâni au arătat o scădere a tăierii apei. Introducerea fracturării hidraulice a făcut posibilă stabilizarea producției de petrol în scădere la unitatea de producție de petrol și gaze din Tarasovskneft.

La Varyeganneftegaz OJSC a fost acumulată experiența în efectuarea fracturării hidraulice a formațiunilor jurasice parțial epuizate ale câmpurilor petroliere, care se caracterizează printr-o scădere rapidă și rate scăzute de producție, inundații ineficiente cu apă și un factor de recuperare scăzut al petrolului. Analiza a arătat că utilizarea fluidelor de fracturare pe bază de apă cu injectarea unei cantități mici de agent de susținere (până la 10 tone) la concentrații scăzute duce la formarea de fracturi scurte cu conductivitate scăzută și permite doar o creștere pe termen scurt a puțului. productivitate. Trecerea la utilizarea fluidului pe bază de ulei cu injectarea a 25-35 de tone de agent de susținere prevenind în același timp contactul formațiunii cu apa după fracturarea hidraulică a dat rezultate mult mai bune: o creștere a debitului fluidului de 5 ori față de 2- creșterea ori când se utilizează fluid pe apă, o scădere a tăieturii de apă, reducerea duratei de punere în funcțiune a puțului, creșterea duratei efectului. O astfel de fracturare hidraulică s-a dovedit a fi rentabilă și a făcut posibilă reducerea perioadei de amortizare a investițiilor de capital în realizarea acestor lucrări de 3-4 ori comparativ cu operațiunile în care au fost utilizate fluide pe bază de apă. Din 180 de fracturări hidraulice efectuate în perioada 1995-1997, 30 de fracturări hidraulice au fost efectuate cu stoc de injecție, ceea ce a dus la o creștere a injectivității sondei de o medie de 5 ori și, cu o selecție adecvată a puțurilor pentru tratare, s-a dovedit să fie un mijloc eficient de creștere a recuperării petrolului.

O analiză a rezultatelor introducerii fracturării hidraulice în câmpurile din Siberia de Vest arată că această metodă este utilizată de obicei în puțurile de producție selectate. Abordarea general acceptată pentru evaluarea eficienței fracturării hidraulice este aceea de a analiza dinamica producției de petrol din sondele tratate. În acest caz, ratele de producție înainte de fracturarea hidraulică sunt luate ca cele de bază, iar producția suplimentară este calculată ca diferență între producția reală și producția de bază pentru un anumit puț. Atunci când se ia decizia de a efectua fracturarea hidraulică într-un puț, eficacitatea acestei măsuri nu este adesea luată în considerare, ținând cont de întregul sistem de rezervor și de amenajarea puțurilor de producție și injecție. Aparent, acest lucru este legat de consecințele negative ale utilizării fracturării hidraulice, remarcate de unii autori. De exemplu, conform estimărilor lucrărilor, utilizarea acestei metode în anumite zone ale câmpului Mamontovskoye a determinat o scădere a recuperării petrolului din cauza creșterii mai intense a apei tăiate în unele fântâni tratate și înconjurătoare. O analiză a tehnologiei de fracturare hidraulică în domeniile OJSC „Surgutneftegas” a arătat că defecțiunile sunt adesea asociate cu o alegere irațională a parametrilor de tratare, atunci când viteza de injectare și volumele fluidelor de proces și agentului de susținere sunt determinate fără a lua în considerare factori precum: lungimea și lățimea optime a fracturii fixe, calculate pentru condiții date; presiunea de rupere a ecranelor de argilă care separă formațiunea productivă de formațiunile supraiacente și subiacente saturate cu gaz și apă. Ca urmare, oportunitățile potențiale sunt reduse

Fracturarea hidraulică ca mijloc de creștere a producției crește tăierea de apă a produselor produse.

Experiența în fracturarea hidraulică acidă este disponibilă în câmpul de gaz condensat Astrakhan, ale căror depozite productive sunt caracterizate prin prezența calcarului dens, fracturat poros, cu permeabilitate scăzută (0,1-5)-10 -3 μm 2 și porozitate 0,07-0,14. Utilizarea fracturării hidraulice este complicată de adâncimile mari ale puțurilor de producție (4100 m) și temperaturile ridicate ale fundului (110 °C). În timpul funcționării sondelor, s-au format cratere de depresiune locale și presiunea rezervorului a scăzut în unele cazuri la 55 MPa de la 61 MPa inițiali. Ca urmare a acestor fenomene, condensul poate cădea în zona fundului găurii, îndepărtarea incompletă a fluidului din sondă etc. Pentru a îmbunătăți caracteristicile de filtrare ale zonei de fund a puțurilor cu randament scăzut, se efectuează periodic tratamente cu acizi masivi cu parametri de injecție apropiati de fracturarea hidraulică. Astfel de operațiuni fac posibilă reducerea depresiunilor de lucru cu 25-50% din cele inițiale, încetinirea ratei de creștere a pâlniilor de depresiune și a ratei de scădere a presiunilor la capul puțului și la fundul găurii.

Fracturarea hidraulică a câmpului Astrakhan a fost efectuată cu echipamente speciale de la Frackmaster. Tehnologia de realizare a lucrării, de regulă, a fost următoarea. Inițial, injectivitatea sondei a fost determinată prin injectarea de metanol sau condensat. Apoi, pentru a nivela profilul de injectivitate și pentru a crea condiții pentru tratarea zonelor mai puțin permeabile cu o compoziție acidă și conectarea formațiunii la lucru, a fost injectat un gel pe toată grosimea sa. Un amestec de acid clorhidric cu metanol sau o emulsie de acid hidrofob („acid clorhidric într-un mediu hidrocarburic”) a fost folosit ca fluid activ care reacţionează cu formarea. La efectuarea fracturării hidraulice interval, zonele foarte permeabile sau canalele de perforare au fost sigilate folosind fie gel, fie bile cu un diametru de 22,5 mm împreună cu gel. Momentul fracturării hidraulice a fost înregistrat pe diagrama indicator printr-o creștere bruscă și o scădere ulterioară a presiunii cu o creștere simultană a injectivității. Este posibil ca în unele puțuri să se fi deschis fisuri deja existente, deoarece faptul fracturării hidraulice nu a fost notat pe diagramele indicatoare, iar presiunile corespundeau gradientului de presiune al deschiderii fisurii. Practica fracturării hidraulice la zăcământul de gaze condensate Astrakhan și-a demonstrat eficiența ridicată, sub rezerva selecției corecte a puțurilor și a parametrilor tehnologici de prelucrare. O creștere semnificativă a ratei de producție s-a obținut chiar și în cazurile în care s-au efectuat mai multe tratamente cu acid la sondă înainte de fracturarea hidraulică, ultimele dintre acestea fiind fără succes.

1.4. FACTORI DE SUCCES ÎN OPERAȚIILE DE FRACTURARE HIDRAULICĂ

Principalii factori care determină succesul fracturării hidraulice sunt selectarea corectă a obiectului pentru operare, utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică optimă pentru condițiile date și selecția competentă a puțurilor pentru tratare.

Decizia de efectuare a fracturării hidraulice în fiecare caz concret se ia ținând cont de condițiile miniere și geologice. Cu toate acestea, de regulă, atunci când se analizează proprietățile geologice și fizice ale unui obiect potențial, se iau în considerare următoarele caracteristici:

eterogenitatea formațiunii de-a lungul loviturii și grosimile disecate, asigurând o eficiență ridicată a fracturării hidraulice datorită includerii în dezvoltare a zonelor și straturilor intermediare nedrenate anterior;

permeabilitatea formațiunii, care de obicei nu trebuie să depășească

0,03 µm 2 la vâscozitatea uleiului de până la 5 mPa-s și 0,03-0,05 µm 2 la vâscozitatea uleiului de până la 50 mPa-s (În formațiunile cu permeabilitate mai mare, fracturarea hidraulică locală este eficientă, ceea ce dă un efect semnificativ în principal ca mijloc de zona fundului de tratare.);

grosimea și consistența ecranelor litologice care separă formațiunea productivă de rezervoarele saturate cu gaz sau apă, care trebuie să fie de cel puțin 4,5-6 m;

adâncimea de formare, care, de regulă, nu trebuie să depășească 3500 m și determină cerințele pentru tehnologia de fracturare hidraulică, în special pentru rezistența agentului de susținere utilizat;

rezerva de energie a rezervorului și grosimea efectivă saturată de petrol a rezervorului, suficientă pentru o creștere semnificativă și pe termen lung a producției de sonde după fracturarea hidraulică și, prin urmare, asigurarea recuperării costurilor de fracturare hidraulică;

epuizarea rezervelor recuperabile, care, de regulă, nu trebuie să depășească 30%.

În prezent, se desfășoară activ cercetări în domeniul tehnologiei de fracturare hidraulică, dedicate în primul rând problemelor de selectare a agentului de susținere și a fluidului de fracturare, determinării cantității necesare din acești agenți și condițiilor de injectare a acestora. Starea actuală a acestei probleme este tratată suficient de detaliat în lucrări.

Cea mai mare eficiență a fracturării hidraulice poate fi atinsă dacă selectarea puțurilor pentru tratare și optimizarea parametrilor de fractură, asigurând un echilibru între caracteristicile de filtrare ale formațiunii și ale fracturii, sunt efectuate ținând cont de proprietățile geologice și fizice ale obiectului. , distribuția tensiunilor în formațiune, care determină orientarea fracturilor, sistemul de inundare și amplasarea puțurilor. Efectul fracturării hidraulice se manifestă diferit în funcționarea puțurilor individuale, de aceea este necesar să se ia în considerare nu numai creșterea ratei de producție a fiecărei sonde din cauza fracturării hidraulice, ci și influența poziției relative a puțurilor, a specificului distribuția eterogenității formațiunii, capacitățile energetice ale obiectului etc. O astfel de analiză este posibilă numai pe baza modelării matematice a procesului de dezvoltare a unei secțiuni a unui rezervor sau a unui obiect în ansamblu, folosind un model geologic și de producție adecvat care dezvăluie trăsăturile eterogenităţii geologice a obiectului.

Fracturarea hidraulica consta in trei operatii fundamentale:

1. crearea de fisuri artificiale în rezervor (sau extinderea celor naturale);

2. injectarea fluidului cu umplutură de fractură prin tubulatura în CCD;

3. presarea lichidului cu umplutură în fisuri pentru a le fixa.

Pentru aceste operații se folosesc trei categorii lichide:

• lichid de rupere,
• lichid purtător de nisip
• lichid de stoarcere.

Agentii de munca trebuie sa indeplineasca urmatoarele cerinte:

1. Nu ar trebui să reducă permeabilitatea CCD. În același timp, în funcție de categoria puțului (producție; injecție; producție, transformată în injecție de apă), se folosesc fluide de lucru de natură diferită.

2. Contactul fluidelor de lucru cu formațiunile de rocă sau cu fluidele de rezervor nu trebuie să provoace reacții fizice și chimice negative, cu excepția cazurilor de utilizare a agenților speciali de lucru cu acțiune controlată și direcționată.

3. Nu trebuie să conțină o cantitate semnificativă de impurități mecanice străine (adică conținutul acestora este reglementat pentru fiecare agent de lucru).

4. Când se utilizează agenți speciali de lucru, de exemplu, emulsie ulei-acid, produsele reacțiilor chimice trebuie să fie complet solubile în produsul de formare și să nu reducă permeabilitatea zonei rezervorului.

5. Vâscozitatea fluidelor de lucru utilizate trebuie să fie stabilă și să aibă un punct de curgere scăzut iarna (în caz contrar, procesul de fracturare hidraulică trebuie efectuat cu încălzire).

6. Trebuie să fie ușor accesibile, să nu fie puține și ieftine.

Tehnologia fracturării hidraulice :

• Bine pregătire- un studiu de aflux sau de injectivitate, care vă permite să obțineți date pentru estimarea presiunii de explozie, volumul fluidului de explozie și alte caracteristici.
• Înroșirea bine- se spală sondele cu un fluid de spălare cu adaos de anumiți reactivi chimici. Dacă este necesar, se efectuează tratament de decompresie, torpilări sau tratament cu acid. În acest caz, se recomandă utilizarea țevilor pompe-compresor cu un diametru de 3-4" (țevile cu un diametru mai mic sunt nedorite, deoarece pierderile prin frecare sunt mari).
• Injectarea fluidului de fracturare– presiunea necesară ruperii rocii este creată pentru a forma noi fisuri și a deschide fisurile existente în CZ. În funcție de proprietățile CCD și de alți parametri, se folosesc lichide filtrabile sau cu filtrare scăzută.

Rupere de lichid:

în puţurile de producţie

Ulei degazat;

Ulei îngroșat, ulei și amestec de păcură;

Emulsie hidrofobă de acid petrolier;

Emulsie hidrofobă ulei-apă;

Emulsie acid-kerosen etc.;

în puţuri de injecţie

Apă curată;

Soluții apoase de acid clorhidric;

Apă îngroșată (amidon, poliacrilamidă - PAA, alcool sulfit - SSB, carboximetilceluloză - CMC);

Acid clorhidric îngroșat (un amestec de acid clorhidric concentrat cu SSB), etc.

Atunci când alegeți un fluid de fracturare, este necesar să luați în considerare și să preveniți umflarea argilelor prin introducerea de reactivi chimici în acesta care stabilizează particulele de argilă în timpul umezirii (hidrofobizarea argilei).

După cum sa menționat deja, presiunea de explozie nu este o valoare constantă și depinde de o serie de factori.

O creștere a presiunii în fundul găurii și atingerea valorii presiunii de spargere este posibilă atunci când viteza de injecție depășește rata de absorbție a fluidului de către formațiune. În rocile cu permeabilitate scăzută, presiunea de spargere poate fi atinsă prin utilizarea fluidelor cu vâscozitate scăzută ca fluide de fracturare la o rată limitată de injecție. Dacă rocile sunt suficient de permeabile, atunci când se utilizează fluide de injecție cu vâscozitate scăzută, este necesară o rată de injecție mai mare; Când ratele de injectare sunt limitate, este necesar să se utilizeze fluide de fracturare cu vâscozitate ridicată. Dacă CZ este un rezervor cu permeabilitate ridicată, atunci trebuie utilizate rate mari de injecție și fluide cu vâscozitate ridicată. În acest caz, trebuie luată în considerare și grosimea orizontului productiv (interstrat), care determină injectivitatea puțului.

O problemă tehnologică importantă este determinarea momentului formării fisurilor și a semnelor acesteia. Momentul formării fisurii într-un rezervor monolitic este caracterizat de o întrerupere a relației „debitul fluidului de injecție în volum - presiunea de injecție” și o scădere semnificativă a presiunii de injecție. Deschiderea fisurilor care existau deja în CZ se caracterizează printr-o schimbare lină a relației debit-presiune, dar nu se observă o scădere a presiunii de injecție. În ambele cazuri, un semn al deschiderii fisurii este o creștere a coeficientului de injectivitate al puțului.

• Injectarea fluidului purtător de nisip. Nisipul sau orice alt material pompat într-o fisură servește ca umplutură pentru fisura, acționând ca un cadru în interiorul acesteia și împiedicând închiderea fisurii după ce presiunea este îndepărtată (redusă). Lichidul purtător de nisip îndeplinește o funcție de transport. Principalele cerințe pentru un lichid purtător de nisip sunt capacitatea mare de reținere a nisipului și filtrabilitatea scăzută.

Aceste cerințe sunt dictate de condițiile pentru umplerea eficientă a fisurilor cu material de umplutură și de excluderea posibilei depuneri a umpluturii în elementele individuale ale sistemului de transport (cap de puț, tubulatura, gaura de fund), precum și pierderea prematură a mobilității de către umplutură în fisura în sine. Filtrabilitatea scăzută împiedică filtrarea fluidului purtător de nisip în pereții fracturii, menținând o concentrație constantă de umplutură în fractură și împiedicând umplutura să înfunde fractura la începutul acesteia. În caz contrar, concentrația de umplutură la începutul fisurii crește datorită filtrării fluidului purtător de nisip în pereții fisurii, iar transferul de umplutură în fisură devine imposibil.

Lichidele sau uleiurile vâscoase, de preferință cu proprietăți structurale, sunt utilizate ca fluide purtătoare de nisip în puțurile de producție; amestecuri de ulei și păcură; emulsii hidrofobe ulei-apă; acid clorhidric îngroșat etc. În puțurile de injecție, soluțiile de SSB sunt folosite ca fluide purtătoare de nisip; acid clorhidric îngroșat; emulsii hidrofile ulei-apă; soluții amidon-alcaline; contact negru neutralizat etc.

Pentru a reduce pierderile prin frecare atunci când aceste fluide cu umplutură se deplasează prin tubulatura, se folosesc aditivi speciali (depresori) - soluții pe bază de săpun; polimeri cu greutate moleculară mare etc.

• Injectarea fluidului de deplasare -împingând lichidul purtător de nisip până la fund și apăsând-l în crăpături. Pentru a preveni formarea dopurilor din umplutură, trebuie îndeplinită următoarea condiție:

unde este viteza de mișcare a fluidului purtător de nisip în șirul de tuburi, m/s;

Vâscozitatea fluidului purtător de nisip, mPa s.

De regulă, lichidele cu vâscozitate minimă sunt folosite ca fluide de stoarcere. Sondele de producție folosesc adesea propriul petrol degazat (dacă este necesar, acesta este diluat cu kerosen sau motorină); puțurile de injecție folosesc apă, de obicei apă comercială.

Următoarele pot fi folosite ca umplutură de fisuri:

Nisip cuarțos sortat cu diametrul granulelor de 0,5 +1,2 mm, care are o densitate de aproximativ 2600 kg/m3. Deoarece densitatea nisipului este semnificativ mai mare decât densitatea fluidului purtător de nisip, nisipul se poate depune, ceea ce predetermina viteze mari de injecție;

Bile de sticlă;

Boabe de bauxită aglomerate;

Bile de polimer;

Umplutură specială - agent de susținere.

Cerințe de bază pentru umplutură:

Rezistență mare la compresiune (strivire);

Forma sferică corectă din punct de vedere geometric.

Este destul de evident că umplutura trebuie să fie inertă în raport cu produsele de formare și să nu-și schimbe proprietățile pentru o lungă perioadă de timp. S-a stabilit practic că concentrația de umplutură variază de la 200 la 300 kg la 1 m3 de lichid purtător de nisip.

• După pomparea umpluturii în fisuri, puțul lăsat sub presiune. Timpul de menținere trebuie să fie suficient pentru ca sistemul (CCD) să treacă de la o stare instabilă la una stabilă, în care umplutura va fi fixată ferm în fisură. În caz contrar, în timpul procesului de inducere a fluxului, dezvoltării și funcționării puțului, umplutura este efectuată din fisuri în puț. Dacă puțul este operat prin pompare, îndepărtarea umpluturii duce la defectarea unității submersibile, fără a mai vorbi de formarea dopurilor de umplere în partea de jos. Cele de mai sus reprezintă un factor tehnologic extrem de important, neglijarea căruia reduce drastic eficiența fracturării hidraulice, până la un rezultat negativ.
• Aflux de apeluri, dezvoltarea sondei și testarea hidrodinamică. Efectuarea unui studiu hidrodinamic este un element obligatoriu al tehnologiei, deoarece rezultatele sale servesc drept criteriu pentru eficienta tehnologica a procesului.

O diagramă schematică a echipamentului de sondă pentru fracturarea hidraulică este prezentată în orez. 5.5. La efectuarea fracturării hidraulice, șirul de tuburi trebuie să fie etanșat și ancorat.

Problemele importante în timpul fracturării hidraulice sunt: determinarea locației, orientării spațiale și dimensiunii fisurilor. Astfel de definiții ar trebui să fie obligatorii atunci când se efectuează fracturări hidraulice în regiuni noi, deoarece ne permit să dezvoltăm cea mai bună tehnologie de proces. Problemele enumerate sunt rezolvate pe baza metodei de monitorizare a modificărilor intensității radiației gamma dintr-o fisură în care este pompată o porțiune de umplutură activată de un izotop radioactiv, de exemplu, cobalt, zirconiu sau fier. Esența acestei metode este de a adăuga o anumită porțiune de umplutură activată la un material de umplutură curat și de a efectua înregistrarea cu raze gamma imediat după formarea fisurilor și injectarea unei porțiuni de umplutură activată în fisuri; Prin compararea acestor rezultate de înregistrare cu raze gamma, sunt judecate numărul, locația, orientarea spațială și dimensiunea fisurilor formate. Aceste studii sunt efectuate de organizații specializate în domeniul geofizic.

Orez. 5.5. Schema schematică a echipamentului puțului pentru fracturare hidraulică:

1 - formarea productivă; 2 - fisura; 3 - tija; 4 - ambalator; 5 - ancora; 6 - carcasă; 7 - coloana de tuburi; 8 - echipamente pentru capul sondei; 9 - lichid de rupere; 10 - lichid purtător de nisip; 11 - lichid de stoarcere; 12 - manometru.

Probleme de utilizare a fracturării hidraulice. ASS este locul în care există straturi care conțin apă lângă formațiunea productivă. Acestea pot fi acvifere, dacă există apă de fund. În plus, pot exista formațiuni în apropierea formațiunii tratate care sunt inundate.

În astfel de cazuri, fisurile verticale formate în timpul fracturării hidraulice creează o legătură hidrodinamică între sondă și zona acviferă. În cele mai multe cazuri, zona acviferă are o permeabilitate mai mare în comparație cu formațiunea productivă în care se efectuează fracturarea hidraulică. Acesta este motivul pentru care fracturarea hidraulică poate duce la udarea completă a fântânilor. În câmpurile vechi, multe fântâni sunt în paragină. Efectuarea fracturării hidraulice în astfel de condiții duce la ruperea șirului de producție. Teoretic, în astfel de puțuri se folosește un packer pentru a proteja sfoara, dar din cauza loviturilor de pe sfoară și a coroziunii, tocmai în astfel de puțuri packerul nu își îndeplinește rolul. În plus, din cauza fracturării hidraulice, piatra de ciment poate fi distrusă.

În timpul fracturării hidraulice, se creează fisuri în straturi cu permeabilitate diferită, dar de foarte multe ori este mai ușor să rupi un strat cu permeabilitate mare decât un strat cu permeabilitate scăzută. Într-un strat cu permeabilitate mai mare, fisura poate fi mai lungă. Cu această opțiune, după fracturarea hidraulică, rata producției de petrol a puțului crește, dar tăierea apei crește dacă puțul a fost tăiat cu apă. De aceea, înainte și după fracturarea hidraulică, este necesară analizarea apei produse pentru a afla de unde provine apa din puț.

În cazul fracturării hidraulice, ca și în cazul oricăror metode de stimulare, se pune întotdeauna problema compensării extracțiilor mari prin injecție.

Introducere

1. Fracturarea hidraulică ca mijloc de menținere a productivității puțului

2. Esența metodei de fracturare hidraulică

2.1 Fracturarea hidraulică

2.2 Unelte hidraulice de fracturare

3 Tehnologie și echipamente pentru fracturare hidraulică

4 Selectarea tehnologiei de fracturare hidraulică

5 Echipamente utilizate pentru fracturarea hidraulică

6 Exemplu de calcul al fracturării hidraulice

Concluzie

Lista literaturii folosite

INTRODUCERE

Extracția petrolului din rezervor și orice impact asupra acestuia se realizează prin puțuri. Zona de fund al puțului (BZZ) este zona în care toate procesele au loc cel mai intens. Aici, ca într-o singură unitate, liniile de curent converg la extragerea lichidului sau diverg în timpul injectării. Eficiența dezvoltării câmpului, debitele de producție, capacitatea de injecție și porțiunea de energie a rezervorului care poate fi utilizată pentru a ridica fluidul direct în puț depind în mod semnificativ de starea zonei de fund a formațiunii.

Metodele de impact mecanic sunt eficiente în rocile dure, când crearea de fisuri suplimentare în CZ face posibilă introducerea unor noi părți îndepărtate ale formațiunii în procesul de filtrare.

Una dintre cele mai comune metode de intensificare a producției de petrol sau de recuperare a gazelor este fracturarea hidraulică (HF).

Este utilizat pentru crearea de noi fracturi, atât artificiale, cât și pentru extinderea celor vechi (naturale), în scopul îmbunătățirii conectivității cu sondele și creșterii sistemului de fracturi sau canale pentru a facilita fluxul și a reduce pierderile de energie în această zonă limitată a puțului. formare.

Fracturarea hidraulica se realizeaza la presiuni care ajung pana la 100 MPa, cu debit mare de fluid si folosind echipamente complexe si variate.

1. FRACTURAREA HIDRAULICĂ CA MIJLOC DE PĂSTRAREA PRODUCTIVITĂȚII BUNURII

Esența metodei de fracturare hidraulică este că în fundul puțului se creează presiuni mari prin injectarea unui fluid vâscos, depășind presiunea rezervorului de 1,5-2 ori, în urma căreia formarea se stratifică și se formează fisuri în ea.

Practica de teren arată că productivitatea puțurilor după fracturarea hidraulică crește uneori de câteva zeci de ori. Acest lucru indică faptul că fisurile formate sunt conectate cu cele preexistente, iar afluxul de fluid în puț are loc din zone îndepărtate foarte productive izolate de puț înainte de ruperea formațiunii. Deschiderea fisurilor naturale sau formarea de fisuri artificiale în formațiune este apreciată prin grafice ale modificărilor debitului Q și presiunii P în timpul procesului. Formarea fracturilor artificiale în grafic este caracterizată printr-o scădere a presiunii la o rată constantă de injecție, iar atunci când fracturile naturale se deschid, debitul fluidului de fracturare crește disproporționat cu creșterea presiunii.

Fracturarea hidraulică se efectuează pentru a menține productivitatea sondei, deoarece practica a arătat că fracturarea hidraulică este mai profitabilă decât construirea unei noi sonde, atât din punct de vedere economic, cât și din punct de vedere al dezvoltării. Însă efectuarea fracturării hidraulice necesită un studiu foarte atent al condițiilor termodinamice și al stării zonei de sondă, al compoziției rocilor și fluidelor, precum și un studiu sistematic al experienței acumulate pe teren într-un anumit domeniu. Se recomandă fracturarea hidraulică în următoarele puțuri:

1. Cele care au dat un aflux slab în timpul testării

2. Cu presiune mare în rezervor, dar cu permeabilitate scăzută a rezervorului

3. Cu o zonă de fund contaminată

4. Cu productivitate redusă

5. Cu un factor de gaz ridicat (comparativ cu altele)

6. Pompe de injecție cu injecție scăzută

7. Descărcare pentru a extinde intervalul de absorbție

Scopul fracturării hidraulice este de a crește productivitatea sondelor, cu impact asupra zonei de fund a sondei - modificarea proprietăților mediului poros și lichidului (proprietățile mediului poros se modifică în timpul fracturării hidraulice datorită formării unui sistem de fisuri).

Să presupunem că asociem succesul sau eșecul fracturării hidraulice cu doi factori: debitul anterior al sondei și grosimea formațiunii. În realitate, eficiența fracturării hidraulice depinde, desigur, nu de doi, ci de mulți factori: presiunea fluidului injectat, viteza de injectare, procentul de nisip din acest fluid etc.

2. ESENȚA METODEI DE FRACTURARE

Fracturarea hidraulică a formațiunii se efectuează după cum urmează: lichidul este pompat în formațiunea permeabilă la o presiune de până la 100 MPa, sub influența căreia formarea este scindată, fie de-a lungul planurilor de așternut, fie de-a lungul fisurilor naturale. Pentru a preveni închiderea fisurilor atunci când presiunea este îndepărtată, în ele este pompat nisip grosier împreună cu lichidul, care menține permeabilitatea acestor fisuri, care este de o mie de ori mai mare decât permeabilitatea formațiunii netulburate.

Pentru a preveni închiderea fisurilor formate în formațiune și pentru a le menține deschise după ce presiunea este redusă sub presiunea de spargere, în fisurile formate se injectează nisip de cuarț cu granulație grosieră sortat împreună cu lichidul. Alimentarea cu nisip este necesară atât în ​​fisurile nou create, cât și în cele existente în formațiunea deschisă în timpul fracturării hidraulice. Studiile arată că în timpul fracturării hidraulice apar fisuri cu o lățime de 1-2 mm. Raza lor poate ajunge la câteva zeci de metri. Fracturile umplute cu nisip grosier au o permeabilitate semnificativă, drept urmare, după fracturarea hidraulică, productivitatea puțului crește de mai multe ori.

Fracturarea hidraulică (HF) se realizează pentru a forma fisuri noi sau deschise existente pentru a crește permeabilitatea zonei de fund a formațiunii și a crește productivitatea sondei.

Fracturarea hidraulică se realizează prin injectarea fluidului în formațiune sub presiune ridicată. Pentru a preveni închiderea după terminarea operațiunii și pentru a reduce presiunea la cea inițială, material poros este pompat în ele împreună cu lichidul - nisip de cuarț, corindon.

Unul dintre cei mai importanți parametri ai fracturării hidraulice este presiunea de fracturare hidraulică la care se formează fisuri în rocă. În condiții ideale, presiunea de deschidere p p ar trebui să fie mai mică decât presiunea rocii p g creată de straturile de roci de deasupra. Totuşi, în condiţii reale inegalitatea r g * r n poate fi satisfăcută< 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.

Astfel, presiunea de spargere depinde de procesul de foraj care precede exploatarea sondei. Prin urmare, presiunea de spargere nu poate fi calculată. Cu toate acestea, cu tehnologii similare pentru forarea sondelor într-o zonă dată, putem vorbi despre presiunea medie de fracturare, determinând-o din datele de fracturare hidraulică din puțurile învecinate.

2.1 Fracturarea hidraulică

Fracturarea hidraulică se realizează folosind următoarea tehnologie. În primul rând, fluidul de fracturare este pompat sub presiune ridicată. După ce formațiunea este ruptă, lichidul cu nisip este pompat pentru a fixa fisurile. De obicei, atât fluidul de fracturare, cât și fluidul purtător de nisip atunci când se tratează puțurile de producție sunt preparate pe bază de hidrocarburi, iar când se tratează puțurile de încălzire - pe bază de apă. De regulă, în aceste scopuri sunt utilizate diverse emulsii, precum și lichide de hidrocarburi și soluții apoase. Concentrația de nisip din fluidul purtător de nisip variază de obicei între 100 și 500 kg/m3 și depinde de capacitatea sa de filtrare și de reținere.

Mecanismul de fracturare hidraulică a unei formațiuni, adică mecanismul de formare a fisurilor în ea, poate fi prezentat după cum urmează. Toate rocile care alcătuiesc un anumit strat au microfisuri naturale, care se află într-o stare comprimată sub influența greutății masei de rocă de deasupra sau, așa cum se numește în mod obișnuit, presiunea rocii. Permeabilitatea unor astfel de fisuri este mică. Toate pietrele au o oarecare putere. Prin urmare, pentru a forma noi fisuri în formațiune și pentru a le extinde pe cele existente, este necesar să se îndepărteze tensiunile create de presiunea rocilor în rocile de formare și să depășească rezistența la tracțiune a rocilor.

Presiunea de spargere, chiar și în cadrul unei singure formațiuni, nu este constantă și poate varia foarte mult. Practica a confirmat că, în majoritatea cazurilor, presiunea de spargere P p la fundul puțului este mai mică decât presiunea rocilor și se ridică la (15...25) * N, kPa (1,5...2,5 kgf/cm2).

Aici H este adâncimea puțului în m.

Pentru rocile cu permeabilitate scăzută, această presiune poate fi atinsă prin injectarea fluidelor de fracturare cu vâscozitate scăzută la rate de injecție limitate. Dacă rocile sunt foarte permeabile, este necesară o viteză mare de injectare, iar dacă viteza de injectare este limitată, este necesar să se utilizeze fluide cu vâscozitate mare. În cele din urmă, pentru a atinge presiunea de spargere în cazul unei permeabilitati deosebit de ridicate a rocilor de formare, ar trebui utilizate viteze de injectare chiar mai mari de fluide cu vâscozitate ridicată. Procesul de fracturare hidraulică constă în următoarele operații succesive: 1) injectarea fluidului de fracturare în formațiune pentru a forma fisuri; 2) injectarea fluidului purtător de nisip cu nisip destinat remedierii fisurilor; 3) injectarea de lichid de stoarcere pentru a forța nisipul în fisuri.

2.2 Unelte hidraulice de fracturare

În mod obișnuit, același fluid este utilizat ca fluid de fracturare și fluid de transport de nisip, astfel încât acestea sunt combinate sub un singur nume - fluid de fracturare. Pentru fracturarea hidraulică se folosesc diverse fluide de lucru care, după proprietățile lor fizico-chimice, pot fi împărțite în două grupe: fluide pe bază de hidrocarburi și fluide pe bază de apă.

Ca lichide de hidrocarburi se folosesc uleiuri cu vâscozitate mare, păcură, motorină sau kerosenul îngroșat cu săpunuri naftenice.

Soluțiile utilizate în puțurile de injecție includ: o soluție apoasă de sulfit și alcool, soluții de acid clorhidric, apă îngroșată cu diverși reactivi, precum și soluții îngroșate de acid clorhidric.

Procesul de fracturare este foarte dependent de proprietățile fizice ale fluidului de fracturare și, în special, de vâscozitate, filtrabilitate și capacitatea de a menține boabele de nisip în suspensie.

Următoarele cerințe se aplică fluidului de fracturare. În primul rând, trebuie să fie foarte vâscos, astfel încât să nu pătrundă rapid adânc în formațiune, altfel creșterea presiunii în apropierea puțului va fi insuficientă. În al doilea rând, dacă în secțiunea puțului sunt mai multe straturi productive, este necesar să se asigure un profil de injectivitate cât mai uniform. Fluidele newtoniene nu sunt potrivite pentru aceasta, deoarece cantitatea de fluid care intră în fiecare strat va fi proporțională cu permeabilitatea acestuia. Prin urmare, straturile foarte permeabile vor fi mai bine prelucrate și, în consecință, efectul fracturării hidraulice va fi redus. Pentru fracturarea hidraulică este necesar să se folosească un fluid a cărui vâscozitate depinde de rata de filtrare. Dacă vâscozitatea crește odată cu creșterea ratei de filtrare, atunci când se deplasează într-un strat intermediar foarte permeabil, vâscozitatea lichidului va fi mai mare decât într-un strat cu permeabilitate scăzută. Ca urmare, profilul de preluare devine mai uniform. Fluidele vâscoelastice au o caracteristică similară de filtrare, legea de filtrare pentru care poate fi scrisă sub formă.

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

unde m k este vâscozitatea aparentă, determinată de formula

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

m o este vâscozitatea aparentă maximă a lichidului la v ® 0; A este o constantă în funcție de proprietățile vâscoelastice ale lichidului (la A=0 obținem legea lui Darcy).

2.3 Parametrii necesari pentru fracturarea hidraulica

La pomparea lichidului în două straturi cu permeabilități k 1 și k 2, raportul de mobilitate la aceiași gradienți de presiune este egal cu

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

Fie, de exemplu, A(Dp/L)*) =2

Apoi la k1/k2 =25 A (Dp/L)*=0,4

Iar rata de mobilitate este de aproximativ 11,7 în loc de 25.

Pentru fracturarea hidraulică, conductele sunt coborâte în puț, prin care Lichidul intră în formațiune. Pentru a proteja carcasa de presiuni mari, deasupra formațiunii fracturate este instalat un packer, iar deasupra ei este instalată o ancoră hidraulică pentru a crește etanșeitatea. Sub influența presiunii, pistoanele armăturii se depărtează și sunt apăsate pe carcasă, împiedicând mișcarea packerului.

Cu o vâscozitate foarte scăzută a fluidului de fracturare, atingerea presiunii de fracturare necesită pomparea unui volum mare de fluid în formațiune, ceea ce este asociat cu necesitatea de a utiliza mai multe unități de pompare care funcționează simultan.

Când vâscozitatea fluidului de fracturare este mare, sunt necesare presiuni mari pentru formarea fisurilor. În funcție de permeabilitatea rocilor, vâscozitatea optimă a fluidului de fracturare variază între 50-500 cP. Uneori, la pomparea printr-o carcasă, se folosește un fluid cu o vâscozitate de până la 1000 cP și chiar până la 2000 cP.

Fluidul de fracturare trebuie să fie cu filtrare redusă și să aibă o capacitate mare de reținere a nisipului suspendat în el, ceea ce împiedică posibilitatea depunerii acestuia în cilindrii pompei, elementele de conducte, conductele și în fundul puțului.

În acest caz, se realizează menținerea unei concentrații constante de nisip în fluidul de fractură și condiții bune pentru transferul acestuia în adâncurile fisurii. Filtrabilitatea este verificată cu ajutorul unui dispozitiv pentru a determina pierderea fluidă a unei soluții de argilă. Filtrabilitatea este considerată scăzută dacă este mai mică de 10 cm 3 de lichid în 30 de minute.

Capacitatea unui fluid de fracturare de a menține nisipul în suspensie este direct legată de vâscozitatea acestuia.

Lichidele mai vâscoase, cum ar fi păcurele, au vâscozitate satisfăcătoare la temperaturi sub 20°C; țițeiurile și apa au vâscozitate scăzută, sunt în general bine filtrate și nu sunt recomandate pentru utilizare în formă pură în fracturarea hidraulică.

O creștere a vâscozității, precum și o scădere a filtrabilității fluidelor utilizate în fracturarea hidraulică, se realizează prin introducerea în ele a agenților de îngroșare corespunzători. Astfel de agenți de îngroșare pentru lichide de hidrocarburi sunt sărurile acizilor organici, compușii cu molecule înalte și coloidali ai uleiurilor (de exemplu, gudronul de ulei) și alte deșeuri de rafinare a petrolului.

Unele uleiuri, emulsii de acid kerosen, ulei-acid și apă-ulei au o vâscozitate semnificativă și o capacitate ridicată de purtare a nisipului. Aceste fluide sunt folosite ca fluide de fracturare și fluide purtătoare de nisip pentru fracturarea puțurilor de petrol.

În puțurile de injecție, fracturarea hidraulică folosește apă îngroșată. Pentru îngroșare, se utilizează alcool sulfit (SSB) și alți derivați de celuloză, care sunt foarte solubili în apă și au o filtrabilitate scăzută.

În funcție de concentrația de substanțe uscate, SSB este de două tipuri - lichid și solid. Vâscozitatea concentratului lichid inițial este de 1500-1800 cP. Adăugarea de apă la soluțiile SSB duce la o scădere rapidă a vâscozității și promovează o bună spălare a SSB cu apă din spațiul poros și restabilirea injectivității. Soluția SSB are capacitate bună de reținere și filtrabilitate scăzută. Pentru rupere, se folosește în principal o soluție de SSB cu o vâscozitate de 250-800 cP.

Recent, acidul clorhidric concentrat îngroșat cu SSB (40% HCI și 60% SSB) a fost folosit ca lichid purtător de nisip. Utilizarea unui astfel de fluid de fracturare face posibilă combinarea procesului de fracturare hidraulică cu impactul chimic asupra zonei din apropierea sondei. Când este amestecat cu SSB, acidul clorhidric reacţionează lent cu carbonaţii (2-2,5 ore faţă de 30-40 minute când se utilizează o soluţie pură de HCI). Acest lucru face posibilă împingerea acidului clorhidric activ chimic în adâncime în formațiune de-a lungul fisurilor formate în timpul fracturării hidraulice și tratarea zonei de fund a găurii a formațiunii la o distanță mare de sondă.

În timpul fracturării hidraulice în condiții de temperatură ridicată a rezervorului (130-150°C), vâscozitatea soluțiilor de SSB 20- și 24% scade brusc la 8-0,6 cP cu o creștere a temperaturii la 90°C.

La temperaturi mai ridicate, vâscozitatea acestor soluții se apropie de proprietățile de vâscozitate ale apei. Prin urmare, ca fluid de fracturare eficient și purtător de nisip, care are o bună capacitate de reținere a nisipului și o filtrabilitate scăzută, soluțiile apoase de CMC-500 (carboximetilceluloză) sunt utilizate în intervalul de 1,5-2,5% cu adăugarea uneori de clorură de sodiu până la 20-25%. In toate conditiile, fluidul de deplasare trebuie sa aiba o vascozitate minima pentru a reduce pierderile de presiune in timpul pomparii.

Scopul umplerii fisurilor cu nisip este de a preveni închiderea acestora și de a le menține deschise după ce presiunea este îndepărtată sub presiunea de spargere. Prin urmare, următoarele cerințe sunt impuse nisipului:

1) nisipul trebuie să aibă o rezistență mecanică suficientă pentru a nu se prăbuși în fisuri sub influența greutății rocii;

2) menține o permeabilitate ridicată.

Nisipul de cuarț omogen bine laminat îndeplinește aceste cerințe.

Se folosește nisip din următoarele fracții: 0,25-0,4 mm; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6 mm. Cea mai acceptabilă fracție pentru fracturarea hidraulică este nisipul cu o dimensiune a granulelor de la 0,5 la 1,0 mm.

Gradul de eficacitate al fracturării hidraulice este determinat de diametrul și amploarea fracturilor create și deci de permeabilitatea crescută. Cu cât diametrul și lungimea fisurilor sunt mai mari, cu atât eficiența procesării este mai mare. Crearea fisurilor cu rază lungă de acțiune se realizează prin pomparea unor cantități mari de nisip. În practică, în puț sunt pompate de la 4 la 20 de tone de nisip. Concentrația de nisip în fluidul purtător de nisip depinde de capacitatea de filtrare și de reținere a fluidului și variază de la 100 la 600 kg per 1 m 3 de fluid.

3. TEHNOLOGIA SI TEHNICA DE FRAFTING

Fracturarea hidraulică se realizează în formațiuni cu permeabilitate diferită în cazul unei scăderi a debitului sau al injectivității puțurilor de injecție.

Înainte de fracturarea hidraulică, o sondă este testată pentru debit, se determină capacitatea sa de absorbție și presiunea de absorbție. În acest scop, uleiul este pompat cu o unitate până când se obține o anumită presiune în exces la capul sondei, la care puțul începe să accepte lichid. Debitul se măsoară timp de 10-20 de minute la o presiune de refulare constantă. După conectarea celei de-a doua unități și creșterea cantității de lichid pompat, presiunea este crescută cu 2-3 MPa și debitul este determinat din nou.

Procesul de creștere a debitului și presiunii fluidului se repetă de mai multe ori, iar la sfârșitul studiului se creează presiunea maximă posibilă, la care se măsoară din nou debitul. Pe baza datelor obținute, se trasează o curbă pentru a reprezenta grafic dependența injectivității sondei de presiunea de injecție. Pe baza datelor privind capacitatea de absorbție a sondei înainte și după fracturare, se determină cantitatea de fluid și presiunea necesară pentru efectuarea fracturării, precum și calitatea fracturării și modificările permeabilității formațiunilor din zona din apropierea sondei după sondă. se judecă fracturile. Presiunea de rupere a formațiunii este considerată convențional ca fiind presiunea la care coeficientul de injectivitate al sondei crește de 3-4 ori față de cel inițial.

Fundul puțului este curățat de murdărie prin scurgere și apoi spălat. În unele cazuri, pentru a crește proprietățile de filtrare ale formațiunilor, se recomandă pretratarea puțului cu acid clorhidric sau nămol și efectuarea unei perforații suplimentare. Implementarea acestor măsuri ajută la reducerea presiunii de spargere și la creșterea eficienței acesteia.

După spălare, curățare și verificare cu un șablon special, conductele pompei și compresorului cu diametrul de 75 sau 100 mm sunt coborâte în puț, prin care este pompat fluidul de fracturare. Pentru a proteja carcasa de expunerea la presiune înaltă, deasupra formațiunii fracturate este instalat un packer, care separă zona de filtrare a formațiunii de partea de deasupra. Din acest motiv, presiunea creată de pompe este transmisă numai zonei de filtrare și suprafeței inferioare a ambalajului.

Sunt utilizate diverse modele de ambalare. Cele mai comune sunt packerele cu alunecare, produse pentru diverse diametre de șiruri de producție și proiectate pentru o presiune de 50 MPa (Fig. 1).

Etanșarea carcasei se realizează prin deformarea gulerelor de etanșare din cauciuc față de greutatea șirului de tuburi atunci când conul este sprijinit pe slipurile packerului, care este centrat de un felinar. Dispozitivul de blocare al felinarului se deschide atunci când felinarul se freacă de pereții țevilor de carcasă în timpul rotației packerului.

Sarcina axială în timpul fracturării hidraulice este percepută de capul packerului cu un inel de susținere și este transmisă ancorei, care împiedică packerul și șirul de tuburi să se deplaseze în sus. Capul de ambalare are un filet stânga la joncțiunea cu ancora.

În cazul blocării manșetelor în carcasă, ancora poate fi deșurubată din packer prin rotație dreaptă și ridicată la suprafață.

Proiectarea acțiunii hidraulice a berbecului este prezentată în Fig. 2

În timpul procesului de pompare a fluidului de lucru pentru fracturarea hidraulică, diferența de presiune creată între interiorul ancorei și golul inelar din șirul de producție deformează tubul de cauciuc, împingând berbecii până la capăt în peretele coloanei. Berbecii, tăind pereții țevilor cu dinții lor ascuțiți, țin ancora și, în consecință, ambalatorul să nu fie împins în sus prin puț.

Alături de dispozitivele de ambalare, se folosesc ambalaje PS auto-etanșe. În acest design, etanșarea este realizată prin manșete de cauciuc cu autoetanșare sub influența fluidului de fracturare.

Spre deosebire de alte tipuri de packere, designul packerului PS include o supapă de by-pass concepută pentru a ocoli fluidul hidraulic de fracturare în interiorul inelar în timpul coborârii packerului, eliberând astfel presiunea asupra colierelor de autoetanșare. Supapa de bypass este conectată printr-un sub-sub și instalată deasupra armăturii hidraulice.

După rularea țevilor cu un packer și ancora, capul sondei este echipat cu un cap special, la care sunt conectate unități pentru a injecta fluid de fracturare în puț.

3.1 Conducte și echipamente pentru fracturare hidraulică

Figura 2 prezintă o diagramă generală a conductelor și a aranjamentului echipamentului de fracturare hidraulică. În prima etapă, fluidul de fracturare este pompat prin unități de pompare, în urma cărora presiunea crește treptat și, la atingerea unei anumite valori, formațiunea se rupe. Momentul ruperii este apreciat de manometrul de pe linia de curgere. Acest moment se caracterizează printr-o scădere bruscă a presiunii și un debit crescut de lichid injectat.

După fracturarea formațiunii, aceștia trec la a doua etapă - furnizarea fluidului care transportă nisipul cu nisip în fisură la debite mari și presiune mare de injecție. Fluidul purtător de nisip cu nisip este presat în fisură cu un fluid de stoarcere la presiune maximă și la viteza maximă de injecție. Acest lucru se realizează prin conectarea celui mai mare număr de unități. Petrolul este folosit ca fluid de deplasare pentru sondele de petrol, iar apa este folosită pentru puțurile de injecție. Cantitatea acestui lichid trebuie să fie egală cu capacitatea șirului de țevi. Injectarea fluidului de deplasare este ultima, a treia etapă a procesului de fracturare hidraulică continuă.

După forțare, capul sondei este închis și puțul este lăsat singur până când presiunea capului sondei scade la zero. Apoi fântâna este spălată, curățată de nisip și începe dezvoltarea.

Interesantă este tehnica fracturării hidraulice în puțuri ale căror orizonturi productive se află la adâncimi de 2800-3400 m. Tehnologia de fracturare a formațiunii în astfel de puțuri diferă de cea obișnuită prin faptul că procesul de fracturare hidraulică are loc sub presiune constantă contra tubulaturii și la capătul superior al elementului de cauciuc al packerului. Valoarea contrapresiunii se determină ca diferență între valoarea calculată a presiunii de fracturare hidraulică și presiunea maximă admisă asupra packerului. Pentru astfel de puțuri, presiunea de lucru în spațiul inelar (inela) este determinată experimental. O unitate auxiliară este utilizată pentru pomparea fluidului de fracturare. Caracteristicile amenajării echipamentelor și conductelor capului sondei în timpul fracturării hidraulice folosind această tehnologie sunt prezentate în Fig. 3

Se recomandă efectuarea lucrărilor de fracturare hidraulică a unui puț în următoarea secvență. Echipamentul de suprafață este presurizat la o presiune de 70 MPa și apa din puț este înlocuită cu ulei, după care packerul este coborât. Apoi, folosind unități de pompare utilizate pentru fracturarea hidraulică, presiunea maximă posibilă este creată prin pomparea lichidului în tub și sub packer. Prin pomparea lichidului cu o unitate auxiliară de cimentare, presiunea în spațiul inelar (inela) este crescută și puțul este lăsat singur timp de 30 de minute. Acest lucru în prima etapă permite formarea de fisuri în formație.

În a doua etapă, se efectuează o operație de fixare a fisurilor cu nisip. După testarea puțului pentru injectivitate, un lichid purtător de nisip este pompat în formațiune.

Orez. 3. Schema conductelor echipamentului pentru fracturarea hidraulică în puțuri adânci:

1 - mixer de nisip; 2 - unitate TsA-400; 3- unitate CHAN-700;

4 - unitate auxiliară; 5 - recipient pentru fluide de lucru

Presiunea la capul sondei în timpul injectării și forțării în formațiune poate crește la 60-80 MPa. Fracturarea hidraulică folosind această tehnologie poate crește semnificativ productivitatea puțului.

Dacă există o zonă mare de filtrare în puțuri sau mai multe straturi productive expuse, se efectuează fracturarea hidraulică cu intervale multiple.

Recent, a fost dezvoltată și implementată o nouă metodă de fracturare hidraulică pe intervale, care face posibilă efectuarea fracturării hidraulice a anumitor formațiuni în orice succesiune într-o singură serie de echipamente de fund. La efectuarea fracturării hidraulice folosind această tehnologie într-un singur strat, găurile perforate împotriva straturilor de deasupra sunt acoperite cu cele care se scufundă, iar împotriva straturilor subiacente - cu bile elastice plutind în fluidul de fracturare. Echipamentul folosit pentru fundul de foră este simplu în proiectare și poate fi fabricat în ateliere de teren. Este alcătuit din doi cilindri tubulari, montați coaxial pe țevi de pompă și compresor. Cilindrul cu găuri în partea de jos este deschis în partea de sus, iar cilindrul cu găuri în capac este deschis în partea de jos. Conducta pe care sunt asezati si sudati cilindrii este astupata de jos si are gauri deasupra cilindrului inferior.

Lucrările pregătitoare pentru fracturarea hidraulică pe intervale se efectuează în următoarea secvență. Cilindrii, un packer și o ancoră sunt coborâte în puț folosind tuburi. Sub cilindrul inferior se pun bile elastice speciale cu diametrul de 18-20 mm cu greutatea specifică mai mică decât cea a fluidelor utilizate în fracturarea hidraulică (bile plutitoare); prin urmare, în lichid vor fi întotdeauna apăsate pe capacul cilindrului inferior. Diametrul cilindrului este selectat astfel încât bilele să nu poată intra în golul dintre acesta și șirul de producție. Numărul de bile încărcate în cilindrul inferior este puțin mai mare decât numărul de perforații situate sub intervalul cel mai sus vizat pentru fracturare.

Bilele care se scufundă sunt plasate în cilindrul superior. Mai mult decât atât, numărul lor ar trebui să fie, de asemenea, mai mare decât numărul de găuri situate deasupra intervalului inferior planificat pentru fracturarea hidraulică. Pentru a preveni căderea bilelor sub packer la coborâre sau când coloana nu este etanșată, este instalat un sparg-disc special. Ambalatorul este instalat astfel încât intervalul destinat fracturării hidraulice să fie situat între cilindrii cu bile. După aceasta, fracturarea hidraulică a formațiunii vizate se efectuează în mod obișnuit. Dacă, în timpul unei rupturi, straturile de mai sus sau de dedesubt încep să accepte lichid, atunci orificiile lor de perforare sunt blocate de bile, care sunt transportate de fluxul de fluid de la cilindri către aceste orificii. Astfel, fracturarea hidraulică se va produce numai în intervalul prevăzut, după oprirea injecției, bilele, din cauza diferenței corespunzătoare în greutatea lor specifică, vor fi colectate în cilindrii lor. Prin ridicarea sau coborarea echipamentului si amplasarea cilindrilor cu bile la intervalul dorit, se poate fractura hidraulic orice formatiune.

4. SELECTAREA TEHNOLOGIEI DE FRACTURARE

Tehnologia de fracturare hidraulică se realizează după cum urmează. Deoarece în timpul fracturării hidraulice în majoritatea cazurilor (cu excepția puțurilor mici) apar presiuni care depășesc cele permise pentru șirurile de tubaj, tuburile capabile să reziste la această presiune sunt mai întâi coborâte în puț. Deasupra acoperișului formațiunii sau stratului intermediar în care este planificat să se rupă, este instalat un packer care izolează spațiul inelar și șirul de presiune și un dispozitiv care împiedică deplasarea acestuia și se numește ancoră. În primul rând, fluidul de fracturare este injectat prin tubulatura coborâtă în astfel de volume încât să se obțină în gaura de jos o presiune suficientă pentru a fractura formațiunea. Momentul ruperii la suprafață se notează ca o creștere bruscă a debitului de fluid (capacitatea de absorbție a sondei) la aceeași presiune la capul sondei sau ca o scădere bruscă a presiunii la capul sondei la același debit. Presiunea rocii este egală cu:

Р g = r П gН (4)

Forța de aderență a particulelor de rocă este egală cu:

Р р = Р g + s Z (5)

un indicator mai obiectiv care caracterizează momentul de fracturare hidraulică este coeficientul capacităţii de absorbţie

k p = Q/(p z – p p) (6)

unde Q este debitul lichidului injectat;

p p - presiunea rezervorului în zona unui puț dat;

rz este presiunea din fundul puțului în timpul fracturării hidraulice.

În timpul fracturării hidraulice, există o creștere bruscă a kp. Cu toate acestea, din cauza dificultăților asociate cu monitorizarea continuă a valorii pz, precum și datorită faptului că distribuția presiunii în formațiune este un proces semnificativ instabil, fracturarea hidraulică. momentul este judecat prin coeficientul condiționat k.

k = Q/р у (7)

unde p y este presiunea la capul sondei.

O creștere bruscă a k în timpul procesului de injecție este, de asemenea, interpretată ca momentul de fracturare hidraulică. Sunt disponibile instrumente pentru măsurarea acestei valori.

După fracturarea formațiunii, un lichid purtător de nisip este pompat în puț la presiuni care mențin fisurile formate în formațiune în stare deschisă. Acesta este un lichid mai vâscos amestecat (180-350 kg de nisip la 1 m 3 de lichid) cu nisip sau alt material de umplutură. Nisipul este introdus în fisurile deschise la cea mai mare adâncime posibilă pentru a preveni închiderea fisurilor în timpul eliberării ulterioare a presiunii și putând fi pusă în funcțiune. Fluidele purtătoare de nisip sunt împinse în tub și în formațiune folosind un fluid de deplasare, care este orice fluid cu vâscozitate scăzută, fără deficit.

Pentru proiectarea procesului de fracturare hidraulică, este foarte important să se determine presiunea de spargere p p care trebuie creată în fundul puțului.

S-a acumulat o mare cantitate de material statistic asupra valorii presiunii de rupere a formațiunii p p pentru diferite câmpuri ale lumii și la diferite adâncimi ale puțurilor, ceea ce indică absența unei legături clare între adâncimea formațiunii și presiunea de rupere. Cu toate acestea, toate valorile reale ale рр se află în intervalul dintre valorile rocii totale și presiunile hidrostatice. Mai mult, la adâncimi mici (mai puțin de 1000 m) рр este mai aproape de presiunea rocii și la adâncimi mai mari - de presiunea hidrostatică.

pentru puțuri de mică adâncime (până la 1000 m)

r r = (1,74 - 2,57) r st,………………………………………………………………… (8)

pentru sonde adânci (H > 1000m)

r r =(1,32 - 1,97) r st,……………………………………………………….(9)

unde p st este presiunea hidrostatică a coloanei de lichid, a cărei înălțime este egală cu adâncimea formațiunii.

Rezistența la tracțiune a rocilor este de obicei scăzută și se află în intervalul s p = 1,5 ... 3 MPa, deci nu afectează semnificativ p p.

Presiunea de rupere la fundul p p și presiunea la capul sondei p y sunt legate de relația evidentă

r r = r y + r st – r tr,…………………………………………………………………………………………… (10 )

unde p tr – pierderea de presiune din cauza frecării în tubulatura.

Din ecuația (10) rezultă:

r y = r r + r tr - r st,……………………………………………………….....(11)

p st - presiunea statica, determinata tinand cont de curbura sondei

r st = r f g N cos b,………………………………………………………(12)

unde H este adâncimea puțului; b - unghi de curbură (mediat);

rf este densitatea lichidului din puț, iar dacă lichidul conține umplutură (nisip, margele de sticlă, pulbere polimerică etc.), atunci densitatea este calculată ca medie ponderată.

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

unde n este numărul de kilograme de umplutură în 1 m 3 de lichid;

pH - densitatea umpluturii (pentru nisip pH = 2650 kg/m 3).

Pierderile prin frecare sunt mai dificil de determinat, deoarece fluidele folosite au uneori proprietăți non-newtoniene. Prezența umpluturii (nisip) în lichid crește pierderile prin frecare.

În practica americană, diferite grafice ale pierderii de presiune datorate frecării sunt utilizate pentru fiecare 100 de picioare de tuburi de diferite diametre atunci când se pompează diferite lichide cu un debit volumetric dat. La viteze mari de injecție corespunzătoare curgerii turbulente, proprietățile structurale ale fluidelor utilizate (cu diverși agenți de îngroșare și reactivi chimici) dispar de obicei, iar pierderile prin frecare pentru aceste fluide pot fi determinate destul de aproximativ folosind formulele uzuale ale hidraulicei conductelor.

r tr = l(N/d) * (w 2 /2g) * rga,…………………………………………....(14)

unde l este coeficientul de frecare, determinat de formulele corespunzătoare în funcție de numărul Reynolds;

w - viteza liniară a curgerii în tubulatura;

d – diametrul interior al tubulaturii; r - densitatea fluidului, N - lungimea tubului;

g = 9,81 m/s2; a este un factor de corecție care ține cont de prezența unei umpluturi în lichid (pentru apa pură a = 1) și depinde de concentrația acestuia.

5. ECHIPAMENT UTILIZAT PENTRU fracturare

La fracturarea hidraulică se utilizează un întreg complex de echipamente de suprafață: unități de pompare de tip 2AN-500 sau 4AN-700, unitate de amestecare a nisipului 4PA. Pentru transportul fluidului de fracturare se folosesc cisterne 4TSR sau TsR-20.

Unitatea 4AN-700 proiectată de Azinmash este cea principală din setul de echipamente la sol. Are putere și performanță sporite și este ușor de utilizat. Presiunea de funcționare a unității permite procese de fracturare hidraulică și hidrosablare în puțuri adânci. Toate componentele sale sunt montate pe un camion KrAZ-257 cu trei axe cu o forță de ridicare de 100-120 kN și constau în următoarele: centrală electrică; cutie de viteze; pompa cu piston triplu; colector, sistem de control.

Pe cadrul mașinii, direct în spatele cabinei șoferului, se află o unitate de putere, constând dintr-un motor cu un ambreiaj cu frecare cu mai multe plăci și un ventilator centrifugal, sisteme de alimentare, lubrifiere și răcire, o instalație de curățare a aerului și alte componente auxiliare. .

Motorul unității este un motor diesel cu doisprezece cilindri, în patru timpi, cu o putere de 588 kW la o turație a arborelui cotit de 2000 rpm. Motorul este conectat la arborele de intrare al transmisiei folosind un ambreiaj cu frecare cu mai multe plăci.

Pompa 4R-700 este o pompă orizontală, cu acțiune simplă, cu trei piston. Pistonurile sunt prevazute in dimensiuni de 100 si 120 mm, ceea ce asigura functionarea pompei la presiuni de pana la 70 si respectiv 50 MPa. Productivitatea unității la o presiune de 70 MPa este de 6,3 l/s și la 20 MPa - 22 l/s. Greutatea unității 20200 kg, dimensiuni totale 9800 x 2900 x 3320 mm. Unitatea este controlată de la o consolă centrală situată în cabina vehiculului, unde se află pedalele de comandă pentru pompa de combustibil și ambreiajul de frecare a motorului, mânerul de control al cutiei de viteze și instrumentele necesare.

Pentru transportul nisipului din fracțiile necesare în puțul în care se preconizează fracturarea hidraulică și pentru pregătirea mecanică ulterioară a amestecului nisip-lichid se folosesc unități speciale de amestecare a nisipului de tip 4PA.

Pe șasiul autopropulsat al vehiculului KrAZ-257, un buncăr 1 pentru material vrac cu un melc de încărcare 2 și un melc de lucru 3, o cameră de deplasare hidraulică 5, un mixer 7 cu un regulator de nivel cu plutitor 6, precum și un sunt montate colectorul de primire 11 şi un colector de distribuţie 10 cu o pompă 9 pentru pomparea nisipului . O supapă rotativă 4 este instalată în partea superioară de descărcare a melcului 3, conectată la un regulator cu plutitor 6. Vibratoarele pneumatice sunt atașate de pereții și fundul buncărului 1, asigurând un flux fiabil de material în vrac prin gravitație în receptorul melcului 3. .

Snecii de încărcare și de lucru, precum și mixerul cu palete, sunt antrenate de motoare hidraulice folosind o pompă de ulei 8. Toate unitățile instalației sunt controlate de la o telecomandă situată în cabina vehiculului.

Un amestec nisip-lichid cu o concentrație mică de nisip se prepară după cum urmează. Lichidul prin colectorul de primire 11 intră în camera de deplasare hidraulică 5, în care materialul în vrac este alimentat din buncărul 1 prin melcul 3. Cantitatea de material în vrac este reglată de viteza de rotație a melcului de lucru și a amortizorului 4 folosind un regulator de nivel cu plutitor 6, în funcție de nivelul amestecului din mixerul 7. Cantitatea în exces de material în vrac curge înapoi în buncăr prin orificiul de evacuare. teava. În camera de amestec hidraulic 5, se prepară o soluție cu concentrația necesară, care intră în mixerul 7, unde se menține o concentrație uniformă de nisip cu ajutorul unui mixer cu palete. Din mixerul 7, soluția este furnizată de pompa de nisip 9 prin colectorul de distribuție 10 până la punctul de consum.

La prepararea unui amestec nisip-lichid cu o concentrație mare de material în vrac, camera de amestec hidraulic este înlocuită cu o țeavă de trecere, iar lichidul din colectorul 11 ​​și materialul vrac din buncărul 1 intră direct în mixerul 7, printr-un conductă înlocuibilă (indicată prin linie punctată). Amestecul finit este selectat în același mod ca în primul caz.

Orez. 4. Schema unității de amestecare a nisipului

Capacitate buncăr 6,5 m3. Productivitatea maximă a melcului de lucru (pentru nisip) este de 50 t/h, forța maximă de ridicare este de 90 kN, productivitatea melcului de încărcare este de 12-15 t/h. Masa unității cu o sarcină este de 23.000 kg, dimensiunile totale sunt 8700 x 2625 x 3600 mm. Unitatea de amestecare a nisipului este întreținută de un șofer-motorist. La efectuarea fracturării hidraulice, unitatea de amestecare a nisipului este conectată la cisterne și unități de pompare folosind furtunuri flexibile. Două cisterne și patru unități de pompare (două pe fiecare parte) pot fi conectate la unitatea 4PA în același timp.

Camionul-cisternă 4TSR este proiectat pentru a transporta fluidul utilizat pentru fracturarea hidraulică și pentru a-l furniza unei unități de amestecare a nisipului sau de pompare. Cisternul 4TSR (Fig. 5) este montat pe șasiul unui vehicul KrAZ-219 cu o forță de ridicare de 120 kN și constă dintr-un rezervor 1, o pompă cu piston vertical 2, un sistem de conducte de pompă cu fitinguri 3, o putere. decolarea 4, o unitate de transmisie 5, o unitate rigidă de remorcare b și parascântei 7.

Rezervorul este echipat cu un dispozitiv special pentru încălzirea lichidului cu abur. Pentru a determina cantitatea de lichid prelevată din rezervor, în interiorul acestuia este montat un indicator de nivel cu plutitor. Lichidul este pompat din cisternă folosind o pompă verticală cu trei piston, cu o capacitate de 16,7 l/s și o presiune maximă de 2,0 MPa.

Volumul rezervorului este de 9 m3. În funcție de densitatea lichidului din acesta, masa cisternei ajunge la 21.435 kg. Dimensiuni totale 10100 x 2700 x 2740 mm. Timpul de încălzire a fluidului de la 20° la 50°C este de 2 ore. În prezent, se produc autocisterne pentru fluid de fracturare cu o capacitate de 17 m 3. codificat TsR-20, rezervorul a fost montat pe un tractor cu remorcă. Pe lângă un dispozitiv de încălzire și o pompă verticală, cisternul este echipat cu o pompă centrifugă. pompa cu o capacitate de apa de 100 l/s cu o presiune maxima dezvoltata de 0,2 MPa.

În timpul fracturării hidraulice, capul sondei este echipat cu fitinguri speciale de tip 1AU-700, care sunt filetate pe carcasa de producție. Fitingurile sunt proiectate să funcționeze la o presiune de 70 MPa și constau dintr-o cruce, un cap de puț, supape de obturare, o supapă de siguranță și alte elemente de conducte.

Pentru a regla funcționarea întregului complex de echipamente și unități în timpul fracturării hidraulice, se folosește o unitate de colector autopropulsată tip 1BM-700, care constă din colectoare de presiune și distribuție, un braț de ridicare și un set de țevi de 60 mm cu pivotare. și îmbinări cu asamblare rapidă. Toate echipamentele unității colectoare sunt montate pe șasiul unui camion de teren (ZIL-157K).

Distribuitorul de presiune este format dintr-o cutie de supape cu șase ieșiri pentru conectarea la unitățile de pompare; o conductă centrală cu un senzor pentru instrumentare (manometru, densimetru și debitmetru) pentru lucrul cu o stație de monitorizare și control al procesului, două coturi pentru conectarea la fitingurile de la capul sondei; supape cu dopuri și supape de siguranță. Colectorul de distribuție servește la distribuirea fluidelor de lucru (soluție de stoarcere, apă, amestec nisip-lichid etc.) către unitățile de pompare.

Un set de țevi de pompă și compresor de 60 mm este utilizat pentru a conecta colectorul de presiune la capul sondei și pentru a furniza soluție de presiune, apă și alte lichide la galeria de distribuție. Pentru a mecaniza încărcarea și descărcarea supapelor la gura blocului colector, există un braț rotativ cu comandă manuală.

Fig.5

6. CALCULUL FRACTURĂRII HIDRAULICE

1. Calculul presiunii hidraulice de fracturare

P razr = R v.g. – Р pl + s р;

unde R v.g. – presiunea verticală a rocii;

Рpl – presiunea rezervorului;

s р – presiunea de separare a rocii. Presiunea verticală a rocii Р v.g. – determinată de formula:

R v.g. = r p gН,

unde H este adâncimea formațiunii;

r p = 2500 kg/m 3 – densitatea medie a rocilor supraiacente.

R v.g. = 2500*9,81*2250 = 55,181 MPa

Dacă presiunea de separare a rocii s p = 1,5 MPa, atunci presiunea de rupere a formațiunii va fi:

Rezoluție P = 55,181 – 17 + 1,5 = 39,681 MPa.

Presiunea de spargere a găurii de jos poate fi determinată aproximativ folosind formula empirică:

Dimensiunea P = 10 4 * NK,

unde K = 1,5 – 2. Luăm valoarea medie K = 1,75. Apoi

Rezoluție P = 10 4 * 2250 * 1,75 = 39,375 MPa.

2. Calculul presiunii hidraulice de fracturare a capului de sondă de lucru.

Presiunea de fracturare hidraulică admisă a capului de sondă este determinată de formula:

R d.u = - rgH + P tr,

unde Dн 2, D В 2 sunt diametrele exterior și interior ale țevilor de carcasă, m

D n = 0,173 m D B = 0,144 m; s debit = 650 MPa – limita de curgere a oțelului clasa L; K = 1,5 – factor de siguranță, P tr = pierderea de presiune datorată frecării în conducte sunt determinate de formula Darcy-Weisbach:

unde l este coeficientul de rezistență hidraulică a conductelor, determinat din raportul l = 0,3164/Re 0,5 pentru turbulent sau l = 64/Re pentru modurile laminare de mișcare a fluidului într-o conductă. Aici Re (numărul Reynolds) este un parametru care determină regimul de curgere; la Re<2300 поток считается ламинарным, а при

Re >2300 turbulente.

Re = ndr cm /m cm

unde m cm este vâscozitatea amestecului nisip-lichid:

m cm = 90*e 3,18*0,091 = 120 mPa*s;

n - viteza de deplasare a fluidului prin conducte, m/s se determină din expresie

unde Q este viteza de injectare a fluidului hidraulic de fracturare, m 3 /zi (0,015 m 3 /zi),

F – zona secțiunii transversale interioare a tubului:

F = pD B2/4 = 3,14 * 0,1442/4 = 0,0162, m2.

Viteza fluidului:

n = 0,015/0,0162 = 0,926 m/s.

r cm = (r p - r l)C + r l – densitatea amestecului (ulei + nisip),

C = C 0 /(C 0 +r p) - conținutul volumetric de nisip, C 0 – concentrația de nisip,

C = 250/(250+2500) = 0,091

r cm = (2500-895)*0,091 + 895 = 1041 kg/m 3

Numărul Reynolds:

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

Pierderea de presiune din cauza frecării în conducte

Rtr = 0,055*(1041*0,926 2*2250)/(2*9,81*0,144) = 0,039 MPa.

Prin urmare, presiunea admisibilă în capul sondei este:

R d.u. = (0,173 2 -0,144 2)/(0,173 2 +0,144 2)*(650/1,75)+17-1041*9,81*2250*10 -6 =

Presiunea admisibilă la capul sondei, în funcție de rezistența firelor părții superioare a șirului de țevi împotriva forțelor de forfecare, este determinată de formula

unde P str este sarcina de forfecare pentru conductele de carcasa din oțel din grupa de rezistență L, egală cu 1,59 MN;

G – forța de strângere la legarea carcasei (luată conform jurnalului de foraj), egală cu 0,5 MN; k – factor de siguranță, care se ia egal cu 1,5. Atunci presiunea admisă în capul sondei este:

R d.u. = 34,4 MPa.

Din cele două valori obținute ale P d.u. o acceptam pe cea mai mica (34,4 MPa).

Presiunea posibilă în fundul găurii la o presiune admisibilă în capul sondei de 34,4 MPa va fi:

R z = R d.u. + rGН – P tr = 34,4*10 6 + 1041*9,81*2250 – 0,039*10 6 = 57,34 MPa

Ținând cont de faptul că presiunea de rupere necesară la partea inferioară P cut = 39,375 MPa este mai mică decât P z = 57,34 MPa, determinăm presiunea de lucru la capul sondei.

P y = P dis - rgH + P tr = 39,375 * 10 6 - 1041 * 9,81 * 2250 + 0,039 * 10 6 = 16,9 MPa.

În consecință, presiunea la capul sondei este mai mică decât cea permisă, astfel încât este posibilă injectarea fluidului hidraulic de fracturare prin tubulatura.

3. Determinarea cantității necesare de fluid de lucru.

Cantitatea de fluid de fracturare nu poate fi calculată cu precizie. Depinde de vâscozitatea fluidului de fracturare și de filtrabilitate, de permeabilitatea rocilor din zona de fund a sondei, de viteza de injectare a fluidului și de presiunea de fracturare. Conform datelor experimentale, volumul fluidului de fracturare variază de la 5 la 10 m 3 . Să presupunem pentru sonda noastră V p = 7,5 m 3 de petrol.

Cantitatea de lichid purtător de nisip depinde de proprietățile acestui lichid, de cantitatea de nisip pompată în formațiune și de concentrația acestuia. În practică se prepară 20 - 50 m 3 de lichid (V l) și 8 - 10 tone de nisip (nisip G).

Concentrația de nisip C depinde de vâscozitatea fluidului purtător de nisip și de viteza de injectare a acestuia. Pentru uleiul cu o vâscozitate de 90 mPa*s, luăm C = 250 kg/m3. În această condiție, volumul de lichid purtător de nisip:

V pz = G pes / C = 8000/250 = 32 m 3.

Volumul lichidului care transportă nisip trebuie să fie puțin mai mic decât capacitatea șirului de țevi, deoarece atunci când acest lichid este pompat într-un volum care depășește capacitatea coloanei, pompele de la sfârșitul procesului de injecție vor funcționa la presiunea înaltă necesară. pentru a forța nisipul în crăpături. Iar injectarea de lichid cu particule abrazive la presiuni mari duce la uzura foarte rapidă a cilindrilor și supapelor pompelor.

Capacitatea unui șir de carcasă de 168 - mm cu o lungime de 1800 m este de 34 m 3, iar cantitatea acceptată de fluid purtător de nisip este de 29 m 3

Concentrația optimă de nisip poate fi determinată pe baza vitezei de cădere a boabelor de nisip în fluidul de lucru adoptat folosind formula

Unde C este concentrația de nisip, kg/m3;

n - viteza de scădere a boabelor de nisip cu diametrul de 0,8 mm în m/h în funcție de vâscozitatea lichidului se regăsește grafic. Pentru o viscozitate a fluidului purtător de nisip de 90 MPa*s n = 15 m/h, prin urmare

C = 4000/15 = 267 kg/m3.

G = 267*29 = 7743 kg.

Pentru a evita lăsarea nisipului în partea de jos, volumul fluidului de deplasare trebuie să fie cu 1,2 - 1,3 mai mare decât volumul coloanei prin care este pompat nisipul. Volumul necesar de fluid de deplasare:

V pr = =3,14*0,144^2*2250*1,3/4 =47,6 m 3

4. Momentul fracturării hidraulice

T = (V r +V zhp +Vpr)\ Q =(7,5+32+47,6)/ 1500=0,06 zile

Unde Q este debitul zilnic al fluidului de lucru, m³

5. Raza fisurii orizontale

rt=c(Q√(10^-9*μ*tр)/κ)^0,5,m

unde c este un coeficient empiric în funcție de presiunea rocii (c = 0,02);

Q - debitul fluidului de fracturare; μ-vâscozitatea fluidului de fracturare; tр-timp de descărcare;

K-permeabilitatea rocii.

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

6. Permeabilitatea orizontală la fractură

Kt=ω^2/10^4*12,

unde ω este lățimea fisurii (ω = 0,1 cm).

Kt=0,1^2/10^4*12=83,3*10^-9 m².

7. Permeabilitatea zonei de fund

Kp.z=(kp*h+kt*ω)/(h+ω),

unde kp este permeabilitatea formațiunii, h este grosimea efectivă a formațiunii (h = 22 m), ω = 0,001 m.

KP.Z=(75*10^-15*22+83,33*10^-9*0,001)/(22+0,001)=3,8*10^-12m²

8. Permeabilitatea întregului sistem de drenaj

Kd.s=[kp*kp.z*lg(Rk/rc)]/(kp.z*lg(Rk/rT)+kp*lg(rT/rc))

unde Rk este raza circuitului de alimentare al puțului (Rк = 250m), rc este raza fundului puțului

(rc=0,075m), raza rt-fisura, (rt=5,3m)

cd.s=/=1,5*10^-13m².

9. Producția puțurilor după fracturarea hidraulică

Q=(2π*cd.c*h* p)/(μ*log(Rк/rt)

unde Q este debitul maxim, m³/s; kd.s - permeabilitatea formațiunii după fracturarea hidraulică, h - grosimea efectivă a formațiunii, Δр - depresiune în partea de jos, Δр = rpl - рз, (Δр = 2,8 MPa), μ - vâscozitatea dinamică a uleiului, (μ = 1sPs * s).

Q=(2*3,14*1,5*10^-13*22*2,8*10^6)/(10^-2*lg(250/5,3))=34,7*10^-4m³/s

10. Numărul de unități de pompare

unde qag=5,1l/s este productivitatea unei unități la a doua viteză la

p=18,2 MPa (CA-400)

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

11. Eficiența fracturării hidraulice

Efectul așteptat al fracturării hidraulice poate fi determinat preliminar folosind formula aproximativă a lui G.K Maksimovici, în care raza sondei rc după fracturarea hidraulică se presupune că este egală cu raza de fractură rt.

n=Q2/Q1=lg(Rк/rс)/log(Rк/rt)

unde Q1 și Q2 sunt rate de producție a sondei înainte și, respectiv, după fracturarea hidraulică, Rк=250 m,

rc=0,075m, rt=5,3m.

n=lg(250/0,075)/lg(250/5,3)=2,1(ori).

Eficiența reală poate fi puțin mai mică, deoarece atunci când fluidul se deplasează prin fisurile pline cu nisip, se observă pierderi mici de presiune care nu sunt luate în considerare de formulă.

CONCLUZIE

În cursul calculelor de fracturare hidraulică, se poate spune că, cu alegerea corectă a componentelor: compoziția fluidului de fracturare (concentrația fluidului purtător de nisip, fluidul de formare, vâscozitatea acestora, compoziția granulometrică a nisipului) , echipamente de înaltă calitate: unități de amestecare a nisipului, echipamente de conducte și cap de sondă, alegerea packerelor pentru utilizarea corectă a acestora Se poate observa, pe baza calculelor, că odată cu fracturarea hidrodinamică, productivitatea sondei, permeabilitatea formațiunii crește, zona de drenaj se extinde, ceea ce face posibilă creșterea debitelor puțurilor, după fracturarea hidraulică, de aproape două ori în aceleași alte condiții.

LISTA REFERINȚELOR UTILIZATE

1. A.M. Yurchuk, A.Z. Istomin, „Calcule în producția de petrol”, Moscova, „Nedra”

2. P.M. Usachev, „Fracturarea hidraulică” Moscova, „Nedra”, 1986, 165 p.

3. I.M. Muravyov, R.S. Andriasov, Sh.K. Gimatudinov, V.T. Polozkov „Dezvoltarea și exploatarea câmpurilor petroliere”, Moscova, „Nedra” 1970, 445 p.

Introducere

1. Fracturarea hidraulică ca mijloc de menținere a productivității puțului

2. Esența metodei de fracturare hidraulică

2.1 Fracturarea hidraulică

2.2 Unelte hidraulice de fracturare

3 Tehnologie și echipamente pentru fracturare hidraulică

4 Selectarea tehnologiei de fracturare hidraulică

5 Echipamente utilizate pentru fracturarea hidraulică

6 Exemplu de calcul al fracturării hidraulice

Concluzie

Lista literaturii folosite

INTRODUCERE

Extracția petrolului din rezervor și orice impact asupra acestuia se realizează prin puțuri. Zona de fund al puțului (BZZ) este zona în care toate procesele au loc cel mai intens. Aici, ca într-o singură unitate, liniile de curent converg la extragerea lichidului sau diverg în timpul injectării. Eficiența dezvoltării câmpului, debitele de producție, capacitatea de injecție și porțiunea de energie a rezervorului care poate fi utilizată pentru a ridica fluidul direct în puț depind în mod semnificativ de starea zonei de fund a formațiunii.

Metodele de impact mecanic sunt eficiente în rocile dure, când crearea de fisuri suplimentare în CZ face posibilă introducerea unor noi părți îndepărtate ale formațiunii în procesul de filtrare.

Una dintre cele mai comune metode de intensificare a producției de petrol sau de recuperare a gazelor este fracturarea hidraulică (HF).

Este utilizat pentru crearea de noi fracturi, atât artificiale, cât și pentru extinderea celor vechi (naturale), în scopul îmbunătățirii conectivității cu sondele și creșterii sistemului de fracturi sau canale pentru a facilita fluxul și a reduce pierderile de energie în această zonă limitată a puțului. formare.

Fracturarea hidraulica se realizeaza la presiuni care ajung pana la 100 MPa, cu debit mare de fluid si folosind echipamente complexe si variate.

1. FRACTURAREA HIDRAULICĂ CA MIJLOC DE PĂSTRAREA PRODUCTIVITĂȚII BUNURII

Esența metodei de fracturare hidraulică este că în fundul puțului se creează presiuni mari prin injectarea unui fluid vâscos, depășind presiunea rezervorului de 1,5-2 ori, în urma căreia formarea se stratifică și se formează fisuri în ea.

Practica de teren arată că productivitatea puțurilor după fracturarea hidraulică crește uneori de câteva zeci de ori. Acest lucru indică faptul că fisurile formate sunt conectate cu cele preexistente, iar afluxul de fluid în puț are loc din zone îndepărtate foarte productive izolate de puț înainte de ruperea formațiunii. Deschiderea fisurilor naturale sau formarea de fisuri artificiale în formațiune este apreciată prin grafice ale modificărilor debitului Q și presiunii P în timpul procesului. Formarea fracturilor artificiale în grafic este caracterizată printr-o scădere a presiunii la o rată constantă de injecție, iar atunci când fracturile naturale se deschid, debitul fluidului de fracturare crește disproporționat cu creșterea presiunii.

Fracturarea hidraulică se efectuează pentru a menține productivitatea sondei, deoarece practica a arătat că fracturarea hidraulică este mai profitabilă decât construirea unei noi sonde, atât din punct de vedere economic, cât și din punct de vedere al dezvoltării. Însă efectuarea fracturării hidraulice necesită un studiu foarte atent al condițiilor termodinamice și al stării zonei de sondă, al compoziției rocilor și fluidelor, precum și un studiu sistematic al experienței acumulate pe teren într-un anumit domeniu. Se recomandă fracturarea hidraulică în următoarele puțuri:

1. Cele care au dat un aflux slab în timpul testării

2. Cu presiune mare în rezervor, dar cu permeabilitate scăzută a rezervorului

3. Cu o zonă de fund contaminată

4. Cu productivitate redusă

5. Cu un factor de gaz ridicat (comparativ cu altele)

6. Pompe de injecție cu injecție scăzută

7. Descărcare pentru a extinde intervalul de absorbție

Scopul fracturării hidraulice este de a crește productivitatea sondelor, cu impact asupra zonei de fund a sondei - modificarea proprietăților mediului poros și lichidului (proprietățile mediului poros se modifică în timpul fracturării hidraulice datorită formării unui sistem de fisuri).

Să presupunem că asociem succesul sau eșecul fracturării hidraulice cu doi factori: debitul anterior al sondei și grosimea formațiunii. În realitate, eficiența fracturării hidraulice depinde, desigur, nu de doi, ci de mulți factori: presiunea fluidului injectat, viteza de injectare, procentul de nisip din acest fluid etc.

2. ESENȚA METODEI DE FRACTURARE

Fracturarea hidraulică a formațiunii se efectuează după cum urmează: lichidul este pompat în formațiunea permeabilă la o presiune de până la 100 MPa, sub influența căreia formarea este scindată, fie de-a lungul planurilor de așternut, fie de-a lungul fisurilor naturale. Pentru a preveni închiderea fisurilor atunci când presiunea este îndepărtată, în ele este pompat nisip grosier împreună cu lichidul, care menține permeabilitatea acestor fisuri, care este de o mie de ori mai mare decât permeabilitatea formațiunii netulburate.

Pentru a preveni închiderea fisurilor formate în formațiune și pentru a le menține deschise după ce presiunea este redusă sub presiunea de spargere, în fisurile formate se injectează nisip de cuarț cu granulație grosieră sortat împreună cu lichidul. Alimentarea cu nisip este necesară atât în ​​fisurile nou create, cât și în cele existente în formațiunea deschisă în timpul fracturării hidraulice. Studiile arată că în timpul fracturării hidraulice apar fisuri cu o lățime de 1-2 mm. Raza lor poate ajunge la câteva zeci de metri. Fracturile umplute cu nisip grosier au o permeabilitate semnificativă, drept urmare, după fracturarea hidraulică, productivitatea puțului crește de mai multe ori.

Fracturarea hidraulică (HF) se realizează pentru a forma fisuri noi sau deschise existente pentru a crește permeabilitatea zonei de fund a formațiunii și a crește productivitatea sondei.

Fracturarea hidraulică se realizează prin injectarea fluidului în formațiune sub presiune ridicată. Pentru a preveni închiderea după terminarea operațiunii și pentru a reduce presiunea la cea inițială, material poros este pompat în ele împreună cu lichidul - nisip de cuarț, corindon.

Unul dintre cei mai importanți parametri ai fracturării hidraulice este presiunea de fracturare hidraulică la care se formează fisuri în rocă. În condiții ideale, presiunea de deschidere pp ar trebui să fie mai mică decât presiunea de rocă pp creată de masa de rocă de deasupra. Totuși, în condiții reale, inegalitatea rg * rn poate fi satisfăcută< 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.

Astfel, presiunea de spargere depinde de procesul de foraj care precede exploatarea sondei. Prin urmare, presiunea de spargere nu poate fi calculată. Cu toate acestea, cu tehnologii similare pentru forarea sondelor într-o zonă dată, putem vorbi despre presiunea medie de fracturare, determinând-o din datele de fracturare hidraulică din puțurile învecinate.

2.1 Fracturarea hidraulică

Fracturarea hidraulică se realizează folosind următoarea tehnologie. În primul rând, fluidul de fracturare este pompat sub presiune ridicată. După ce formațiunea este ruptă, lichidul cu nisip este pompat pentru a fixa fisurile. De obicei, atât fluidul de fracturare, cât și fluidul purtător de nisip atunci când se tratează puțurile de producție sunt preparate pe bază de hidrocarburi, iar când se tratează puțurile de încălzire - pe bază de apă. De regulă, în aceste scopuri sunt utilizate diverse emulsii, precum și lichide de hidrocarburi și soluții apoase. Concentrația de nisip din fluidul purtător de nisip variază de obicei între 100 și 500 kg/m3 și depinde de capacitatea sa de filtrare și de reținere.

Mecanismul de fracturare hidraulică a unei formațiuni, adică mecanismul de formare a fisurilor în ea, poate fi prezentat după cum urmează. Toate rocile care alcătuiesc un anumit strat au microfisuri naturale, care se află într-o stare comprimată sub influența greutății masei de rocă de deasupra sau, așa cum se numește în mod obișnuit, presiunea rocii. Permeabilitatea unor astfel de fisuri este mică. Toate pietrele au o oarecare putere. Prin urmare, pentru a forma noi fisuri în formațiune și pentru a le extinde pe cele existente, este necesar să se îndepărteze tensiunile create de presiunea rocilor în rocile de formare și să depășească rezistența la tracțiune a rocilor.

Presiunea de spargere, chiar și în cadrul unei singure formațiuni, nu este constantă și poate varia foarte mult. Practica a confirmat că, în majoritatea cazurilor, presiunea de spargere Pp la fundul puțului este mai mică decât presiunea rocii și se ridică la (15...25) * N, kPa (1,5...2,5 kgf/cm2).

Aici H este adâncimea puțului în m.

Pentru rocile cu permeabilitate scăzută, această presiune poate fi atinsă prin injectarea fluidelor de fracturare cu vâscozitate scăzută la rate de injecție limitate. Dacă rocile sunt foarte permeabile, este necesară o viteză mare de injectare, iar dacă viteza de injectare este limitată, este necesar să se utilizeze fluide cu vâscozitate mare. În cele din urmă, pentru a atinge presiunea de spargere în cazul unei permeabilitati deosebit de ridicate a rocilor de formare, ar trebui utilizate viteze de injectare chiar mai mari de fluide cu vâscozitate ridicată. Procesul de fracturare hidraulică constă în următoarele operații succesive: 1) injectarea fluidului de fracturare în formațiune pentru a forma fisuri; 2) injectarea fluidului purtător de nisip cu nisip destinat remedierii fisurilor; 3) injectarea de lichid de stoarcere pentru a forța nisipul în fisuri.

2.2 Unelte hidraulice de fracturare

În mod obișnuit, același fluid este utilizat ca fluid de fracturare și fluid de transport de nisip, astfel încât acestea sunt combinate sub un singur nume - fluid de fracturare. Pentru fracturarea hidraulică se folosesc diverse fluide de lucru care, după proprietățile lor fizico-chimice, pot fi împărțite în două grupe: fluide pe bază de hidrocarburi și fluide pe bază de apă.

Ca lichide de hidrocarburi se folosesc uleiuri cu vâscozitate mare, păcură, motorină sau kerosenul îngroșat cu săpunuri naftenice.

Soluțiile utilizate în puțurile de injecție includ: o soluție apoasă de sulfit și alcool, soluții de acid clorhidric, apă îngroșată cu diverși reactivi, precum și soluții îngroșate de acid clorhidric.

Procesul de fracturare este foarte dependent de proprietățile fizice ale fluidului de fracturare și, în special, de vâscozitate, filtrabilitate și capacitatea de a menține boabele de nisip în suspensie.

Următoarele cerințe se aplică fluidului de fracturare. În primul rând, trebuie să fie foarte vâscos, astfel încât să nu pătrundă rapid adânc în formațiune, altfel creșterea presiunii în apropierea puțului va fi insuficientă. În al doilea rând, dacă în secțiunea puțului sunt mai multe straturi productive, este necesar să se asigure un profil de injectivitate cât mai uniform. Fluidele newtoniene nu sunt potrivite pentru aceasta, deoarece cantitatea de fluid care intră în fiecare strat va fi proporțională cu permeabilitatea acestuia. Prin urmare, straturile foarte permeabile vor fi mai bine prelucrate și, în consecință, efectul fracturării hidraulice va fi redus. Pentru fracturarea hidraulică este necesar să se folosească un fluid a cărui vâscozitate depinde de rata de filtrare. Dacă vâscozitatea crește odată cu creșterea ratei de filtrare, atunci când se deplasează într-un strat intermediar foarte permeabil, vâscozitatea lichidului va fi mai mare decât într-un strat cu permeabilitate scăzută. Ca urmare, profilul de preluare devine mai uniform. Fluidele vâscoelastice au o caracteristică similară de filtrare, legea de filtrare pentru care poate fi scrisă sub formă.

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

unde mk este vâscozitatea aparentă, determinată de formula

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

mo este vâscozitatea aparentă maximă a lichidului la v ® 0; A este o constantă în funcție de proprietățile vâscoelastice ale lichidului (la A=0 obținem legea lui Darcy).

2.3 Parametrii necesari pentru fracturarea hidraulica

Când pompați lichid în două straturi cu permeabilități k1 și k2, raportul mobilităților la aceiași gradienți de presiune este egal cu

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

Fie, de exemplu, A(Dp/L)*) =2

Apoi la k1/k2 =25 A (Dp/L)*=0,4

Iar rata de mobilitate este de aproximativ 11,7 în loc de 25.

Pentru fracturarea hidraulică, conductele sunt coborâte în puț, prin care Lichidul intră în formațiune. Pentru a proteja carcasa de presiuni mari, deasupra formațiunii fracturate este instalat un packer, iar deasupra ei este instalată o ancoră hidraulică pentru a crește etanșeitatea. Sub influența presiunii, pistoanele armăturii se depărtează și sunt apăsate pe carcasă, împiedicând mișcarea packerului.

Cu o vâscozitate foarte scăzută a fluidului de fracturare, atingerea presiunii de fracturare necesită pomparea unui volum mare de fluid în formațiune, ceea ce este asociat cu necesitatea de a utiliza mai multe unități de pompare care funcționează simultan.

Când vâscozitatea fluidului de fracturare este mare, sunt necesare presiuni mari pentru formarea fisurilor. În funcție de permeabilitatea rocilor, vâscozitatea optimă a fluidului de fracturare variază între 50-500 cP. Uneori, la pomparea printr-o carcasă, se folosește un fluid cu o vâscozitate de până la 1000 cP și chiar până la 2000 cP.

Fluidul de fracturare trebuie să fie cu filtrare redusă și să aibă o capacitate mare de reținere a nisipului suspendat în el, ceea ce împiedică posibilitatea depunerii acestuia în cilindrii pompei, elementele de conducte, conductele și în fundul puțului.

În acest caz, se realizează menținerea unei concentrații constante de nisip în fluidul de fractură și condiții bune pentru transferul acestuia în adâncurile fisurii. Filtrabilitatea este verificată cu ajutorul unui dispozitiv pentru a determina pierderea fluidă a unei soluții de argilă. Filtrabilitatea este considerată scăzută dacă este mai mică de 10 cm3 de lichid în 30 de minute.

Capacitatea unui fluid de fracturare de a menține nisipul în suspensie este direct legată de vâscozitatea acestuia.

Lichidele mai vâscoase, cum ar fi păcurele, au vâscozitate satisfăcătoare la temperaturi sub 20°C; țițeiurile și apa au vâscozitate scăzută, sunt în general bine filtrate și nu sunt recomandate pentru utilizare în formă pură în fracturarea hidraulică.

O creștere a vâscozității, precum și o scădere a filtrabilității fluidelor utilizate în fracturarea hidraulică, se realizează prin introducerea în ele a agenților de îngroșare corespunzători. Astfel de agenți de îngroșare pentru lichide de hidrocarburi sunt sărurile acizilor organici, compușii cu molecule înalte și coloidali ai uleiurilor (de exemplu, gudronul de ulei) și alte deșeuri de rafinare a petrolului.

Unele uleiuri, emulsii de acid kerosen, ulei-acid și apă-ulei au o vâscozitate semnificativă și o capacitate ridicată de purtare a nisipului. Aceste fluide sunt folosite ca fluide de fracturare și fluide purtătoare de nisip pentru fracturarea puțurilor de petrol.

În puțurile de injecție, fracturarea hidraulică folosește apă îngroșată. Pentru îngroșare, se utilizează alcool sulfit (SSB) și alți derivați de celuloză, care sunt foarte solubili în apă și au o filtrabilitate scăzută.

În funcție de concentrația de substanțe uscate, SSB este de două tipuri - lichid și solid. Vâscozitatea concentratului lichid inițial este de 1500-1800 cP. Adăugarea de apă la soluțiile SSB duce la o scădere rapidă a vâscozității și promovează o bună spălare a SSB cu apă din spațiul poros și restabilirea injectivității. Soluția SSB are capacitate bună de reținere și filtrabilitate scăzută. Pentru rupere, se folosește în principal o soluție de SSB cu o vâscozitate de 250-800 cP.

Recent, acidul clorhidric concentrat îngroșat cu SSB (40% HCI și 60% SSB) a fost folosit ca lichid purtător de nisip. Utilizarea unui astfel de fluid de fracturare face posibilă combinarea procesului de fracturare hidraulică cu impactul chimic asupra zonei din apropierea sondei. Când este amestecat cu SSB, acidul clorhidric reacţionează lent cu carbonaţii (2-2,5 ore faţă de 30-40 minute când se utilizează o soluţie pură de HCI). Acest lucru face posibilă împingerea acidului clorhidric activ chimic în adâncime în formațiune de-a lungul fisurilor formate în timpul fracturării hidraulice și tratarea zonei de fund a găurii a formațiunii la o distanță mare de sondă.

În timpul fracturării hidraulice în condiții de temperatură ridicată a rezervorului (130-150°C), vâscozitatea soluțiilor de SSB 20- și 24% scade brusc la 8-0,6 cP cu o creștere a temperaturii la 90°C.

La temperaturi mai ridicate, vâscozitatea acestor soluții se apropie de proprietățile de vâscozitate ale apei. Prin urmare, ca fluid de fracturare eficient și purtător de nisip, care are o bună capacitate de reținere a nisipului și o filtrabilitate scăzută, soluțiile apoase de CMC-500 (carboximetilceluloză) sunt utilizate în intervalul de 1,5-2,5% cu adăugarea uneori de clorură de sodiu până la 20-25%. In toate conditiile, fluidul de deplasare trebuie sa aiba o vascozitate minima pentru a reduce pierderile de presiune in timpul pomparii.

Scopul umplerii fisurilor cu nisip este de a preveni închiderea acestora și de a le menține deschise după ce presiunea este îndepărtată sub presiunea de spargere. Prin urmare, următoarele cerințe sunt impuse nisipului:

1) nisipul trebuie să aibă o rezistență mecanică suficientă pentru a nu se prăbuși în fisuri sub influența greutății rocii;

2) menține o permeabilitate ridicată.

Nisipul de cuarț omogen bine laminat îndeplinește aceste cerințe.

Se folosește nisip din următoarele fracții: 0,25-0,4 mm; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6 mm. Cea mai acceptabilă fracție pentru fracturarea hidraulică este nisipul cu o dimensiune a granulelor de la 0,5 la 1,0 mm.

Gradul de eficacitate al fracturării hidraulice este determinat de diametrul și amploarea fracturilor create și deci de permeabilitatea crescută. Cu cât diametrul și lungimea fisurilor sunt mai mari, cu atât eficiența procesării este mai mare. Crearea fisurilor cu rază lungă de acțiune se realizează prin pomparea unor cantități mari de nisip. În practică, în puț sunt pompate de la 4 la 20 de tone de nisip. Concentrația de nisip în fluidul purtător de nisip depinde de capacitatea de filtrare și de reținere a fluidului și variază de la 100 la 600 kg per 1 m3 de fluid.

3. TEHNOLOGIA SI TEHNICA DE FRAFTING

Fracturarea hidraulică se realizează în formațiuni cu permeabilitate diferită în cazul unei scăderi a debitului sau al injectivității puțurilor de injecție.

Înainte de fracturarea hidraulică, o sondă este testată pentru debit, se determină capacitatea sa de absorbție și presiunea de absorbție. În acest scop, uleiul este pompat cu o unitate până când se obține o anumită presiune în exces la capul sondei, la care puțul începe să accepte lichid. Debitul se măsoară timp de 10-20 de minute la o presiune de refulare constantă. După conectarea celei de-a doua unități și creșterea cantității de lichid pompat, presiunea este crescută cu 2-3 MPa și debitul este determinat din nou.

Procesul de creștere a debitului și presiunii fluidului se repetă de mai multe ori, iar la sfârșitul studiului se creează presiunea maximă posibilă, la care se măsoară din nou debitul. Pe baza datelor obținute, se trasează o curbă pentru a reprezenta grafic dependența injectivității sondei de presiunea de injecție. Pe baza datelor privind capacitatea de absorbție a sondei înainte și după fracturare, se determină cantitatea de fluid și presiunea necesară pentru efectuarea fracturării, precum și calitatea fracturării și modificările permeabilității formațiunilor din zona din apropierea sondei după sondă. se judecă fracturile. Presiunea de rupere a formațiunii este considerată convențional ca fiind presiunea la care coeficientul de injectivitate al sondei crește de 3-4 ori față de cel inițial.

Fundul puțului este curățat de murdărie prin scurgere și apoi spălat. În unele cazuri, pentru a crește proprietățile de filtrare ale formațiunilor, se recomandă pretratarea puțului cu acid clorhidric sau nămol și efectuarea unei perforații suplimentare. Implementarea acestor măsuri ajută la reducerea presiunii de spargere și la creșterea eficienței acesteia.

După spălare, curățare și verificare cu un șablon special, conductele pompei și compresorului cu diametrul de 75 sau 100 mm sunt coborâte în puț, prin care este pompat fluidul de fracturare. Pentru a proteja carcasa de expunerea la presiune înaltă, deasupra formațiunii fracturate este instalat un packer, care separă zona de filtrare a formațiunii de partea de deasupra. Din acest motiv, presiunea creată de pompe este transmisă numai zonei de filtrare și suprafeței inferioare a ambalajului.

Sunt utilizate diverse modele de ambalare. Cele mai comune sunt packerele cu alunecare, produse pentru diverse diametre de șiruri de producție și proiectate pentru o presiune de 50 MPa (Fig. 1).

Etanșarea carcasei se realizează prin deformarea gulerelor de etanșare din cauciuc față de greutatea șirului de tuburi atunci când conul este sprijinit pe slipurile packerului, care este centrat de un felinar. Dispozitivul de blocare al felinarului se deschide atunci când felinarul se freacă de pereții țevilor de carcasă în timpul rotației packerului.

Sarcina axială în timpul fracturării hidraulice este percepută de capul packerului cu un inel de susținere și este transmisă ancorei, care împiedică packerul și șirul de tuburi să se deplaseze în sus. Capul de ambalare are un filet stânga la joncțiunea cu ancora.

În cazul blocării manșetelor în carcasă, ancora poate fi deșurubată din packer prin rotație dreaptă și ridicată la suprafață.

Proiectarea acțiunii hidraulice a berbecului este prezentată în Fig. 2

În timpul procesului de pompare a fluidului de lucru pentru fracturarea hidraulică, diferența de presiune creată între interiorul ancorei și golul inelar din șirul de producție deformează tubul de cauciuc, împingând berbecii până la capăt în peretele coloanei. Berbecii, tăind pereții țevilor cu dinții lor ascuțiți, țin ancora și, în consecință, ambalatorul să nu fie împins în sus prin puț.

Alături de dispozitivele de ambalare, se folosesc ambalaje PS auto-etanșe. În acest design, etanșarea este realizată prin manșete de cauciuc cu autoetanșare sub influența fluidului de fracturare.

Spre deosebire de alte tipuri de packere, designul packerului PS include o supapă de by-pass concepută pentru a ocoli fluidul hidraulic de fracturare în interiorul inelar în timpul coborârii packerului, eliberând astfel presiunea asupra colierelor de autoetanșare. Supapa de bypass este conectată printr-un sub-sub și instalată deasupra armăturii hidraulice.

După rularea țevilor cu un packer și ancora, capul sondei este echipat cu un cap special, la care sunt conectate unități pentru a injecta fluid de fracturare în puț.

3.1 Conducte și echipamente pentru fracturare hidraulică

Figura 2 prezintă o diagramă generală a conductelor și a aranjamentului echipamentului de fracturare hidraulică. În prima etapă, fluidul de fracturare este pompat prin unități de pompare, în urma cărora presiunea crește treptat și, la atingerea unei anumite valori, formațiunea se rupe. Momentul ruperii este apreciat de manometrul de pe linia de curgere. Acest moment se caracterizează printr-o scădere bruscă a presiunii și un debit crescut de lichid injectat.

După fracturarea formațiunii, aceștia trec la a doua etapă - furnizarea fluidului care transportă nisipul cu nisip în fisură la debite mari și presiune mare de injecție. Fluidul purtător de nisip cu nisip este presat în fisură cu un fluid de stoarcere la presiune maximă și la viteza maximă de injecție. Acest lucru se realizează prin conectarea celui mai mare număr de unități. Petrolul este folosit ca fluid de deplasare pentru sondele de petrol, iar apa este folosită pentru puțurile de injecție. Cantitatea acestui lichid trebuie să fie egală cu capacitatea șirului de țevi. Injectarea fluidului de deplasare este ultima, a treia etapă a procesului de fracturare hidraulică continuă.

După forțare, capul sondei este închis și puțul este lăsat singur până când presiunea capului sondei scade la zero. Apoi fântâna este spălată, curățată de nisip și începe dezvoltarea.

Interesantă este tehnica fracturării hidraulice în puțuri ale căror orizonturi productive se află la adâncimi de 2800-3400 m. Tehnologia de fracturare a formațiunii în astfel de puțuri diferă de cea obișnuită prin faptul că procesul de fracturare hidraulică are loc sub presiune constantă contra tubulaturii și la capătul superior al elementului de cauciuc al packerului. Valoarea contrapresiunii se determină ca diferență între valoarea calculată a presiunii de fracturare hidraulică și presiunea maximă admisă asupra packerului. Pentru astfel de puțuri, presiunea de lucru în spațiul inelar (inela) este determinată experimental. O unitate auxiliară este utilizată pentru pomparea fluidului de fracturare. Caracteristicile amenajării echipamentelor și conductelor capului sondei în timpul fracturării hidraulice folosind această tehnologie sunt prezentate în Fig. 3

Se recomandă efectuarea lucrărilor de fracturare hidraulică a unui puț în următoarea secvență. Echipamentul de suprafață este presurizat la o presiune de 70 MPa și apa din puț este înlocuită cu ulei, după care packerul este coborât. Apoi, folosind unități de pompare utilizate pentru fracturarea hidraulică, presiunea maximă posibilă este creată prin pomparea lichidului în tub și sub packer. Prin pomparea lichidului cu o unitate auxiliară de cimentare, presiunea în spațiul inelar (inela) este crescută și puțul este lăsat singur timp de 30 de minute. Acest lucru în prima etapă permite formarea de fisuri în formație.

În a doua etapă, se efectuează o operație de fixare a fisurilor cu nisip. După testarea puțului pentru injectivitate, un lichid purtător de nisip este pompat în formațiune.

Orez. 3. Schema conductelor echipamentului pentru fracturarea hidraulică în puțuri adânci:

1 - mixer de nisip; 2 - unitate TsA-400; 3- unitate CHAN-700;

4 - unitate auxiliară; 5 - recipient pentru fluide de lucru

Presiunea la capul sondei în timpul injectării și forțării în formațiune poate crește la 60-80 MPa. Fracturarea hidraulică folosind această tehnologie poate crește semnificativ productivitatea puțului.

Dacă există o zonă mare de filtrare în puțuri sau mai multe straturi productive expuse, se efectuează fracturarea hidraulică cu intervale multiple.

Recent, a fost dezvoltată și implementată o nouă metodă de fracturare hidraulică pe intervale, care face posibilă efectuarea fracturării hidraulice a anumitor formațiuni în orice succesiune într-o singură serie de echipamente de fund. La efectuarea fracturării hidraulice folosind această tehnologie într-un singur strat, găurile perforate împotriva straturilor de deasupra sunt acoperite cu cele care se scufundă, iar împotriva straturilor subiacente - cu bile elastice plutind în fluidul de fracturare. Echipamentul folosit pentru fundul de foră este simplu în proiectare și poate fi fabricat în ateliere de teren. Este alcătuit din doi cilindri tubulari, montați coaxial pe țevi de pompă și compresor. Cilindrul cu găuri în partea de jos este deschis în partea de sus, iar cilindrul cu găuri în capac este deschis în partea de jos. Conducta pe care sunt asezati si sudati cilindrii este astupata de jos si are gauri deasupra cilindrului inferior.

Lucrările pregătitoare pentru fracturarea hidraulică pe intervale se efectuează în următoarea secvență. Cilindrii, un packer și o ancoră sunt coborâte în puț folosind tuburi. Sub cilindrul inferior se pun bile elastice speciale cu diametrul de 18-20 mm cu greutatea specifică mai mică decât cea a fluidelor utilizate în fracturarea hidraulică (bile plutitoare); prin urmare, în lichid vor fi întotdeauna apăsate pe capacul cilindrului inferior. Diametrul cilindrului este selectat astfel încât bilele să nu poată intra în golul dintre acesta și șirul de producție. Numărul de bile încărcate în cilindrul inferior este puțin mai mare decât numărul de perforații situate sub intervalul cel mai sus vizat pentru fracturare.

Bilele care se scufundă sunt plasate în cilindrul superior. Mai mult decât atât, numărul lor ar trebui să fie, de asemenea, mai mare decât numărul de găuri situate deasupra intervalului inferior planificat pentru fracturarea hidraulică. Pentru a preveni căderea bilelor sub packer la coborâre sau când coloana nu este etanșată, este instalat un sparg-disc special. Ambalatorul este instalat astfel încât intervalul destinat fracturării hidraulice să fie situat între cilindrii cu bile. După aceasta, fracturarea hidraulică a formațiunii vizate se efectuează în mod obișnuit. Dacă, în timpul unei rupturi, straturile de mai sus sau de dedesubt încep să accepte lichid, atunci orificiile lor de perforare sunt blocate de bile, care sunt transportate de fluxul de fluid de la cilindri către aceste orificii. Astfel, fracturarea hidraulică se va produce numai în intervalul prevăzut, după oprirea injecției, bilele, din cauza diferenței corespunzătoare în greutatea lor specifică, vor fi colectate în cilindrii lor. Prin ridicarea sau coborarea echipamentului si amplasarea cilindrilor cu bile la intervalul dorit, se poate fractura hidraulic orice formatiune.

4. SELECTAREA TEHNOLOGIEI DE FRACTURARE

Tehnologia de fracturare hidraulică se realizează după cum urmează. Deoarece în timpul fracturării hidraulice în majoritatea cazurilor (cu excepția puțurilor mici) apar presiuni care depășesc cele permise pentru șirurile de tubaj, tuburile capabile să reziste la această presiune sunt mai întâi coborâte în puț. Deasupra acoperișului formațiunii sau stratului intermediar în care este planificat să se rupă, este instalat un packer care izolează spațiul inelar și șirul de presiune și un dispozitiv care împiedică deplasarea acestuia și se numește ancoră. În primul rând, fluidul de fracturare este injectat prin tubulatura coborâtă în astfel de volume încât să se obțină în gaura de jos o presiune suficientă pentru a fractura formațiunea. Momentul ruperii la suprafață se notează ca o creștere bruscă a debitului de fluid (capacitatea de absorbție a sondei) la aceeași presiune la capul sondei sau ca o scădere bruscă a presiunii la capul sondei la același debit. Presiunea rocii este egală cu:

Рг = rПgН (4)

Forța de aderență a particulelor de rocă este egală cu:

Рр = Рг + sZ (5)

un indicator mai obiectiv care caracterizează momentul de fracturare hidraulică este coeficientul capacităţii de absorbţie

kп = Q/(pз – рп) (6)

unde Q este debitul lichidului injectat;

рп-presiunea rezervorului în zona unui puț dat;

rz-presiune la fundul puţului în timpul fracturării hidraulice.

În timpul fracturării hidraulice are loc o creștere bruscă a kp. Cu toate acestea, din cauza dificultăților asociate cu monitorizarea continuă a valorii lui рз și, de asemenea, datorită faptului că distribuția presiunii în formațiune este un proces semnificativ instabil, momentul de fracturare hidraulică este judecat de coeficientul condiționat k.

unde p este presiunea la capul sondei.

O creștere bruscă a k în timpul procesului de injecție este, de asemenea, interpretată ca momentul de fracturare hidraulică. Sunt disponibile instrumente pentru măsurarea acestei valori.

După fracturarea formațiunii, un lichid purtător de nisip este pompat în puț la presiuni care mențin fisurile formate în formațiune în stare deschisă. Acesta este un lichid mai vâscos amestecat (180-350 kg de nisip la 1 m3 de lichid) cu nisip sau alt material de umplutură. Nisipul este introdus în fisurile deschise la cea mai mare adâncime posibilă pentru a preveni închiderea fisurilor în timpul eliberării ulterioare a presiunii și putând fi pusă în funcțiune. Fluidele purtătoare de nisip sunt împinse în tub și în formațiune folosind un fluid de deplasare, care este orice fluid cu vâscozitate scăzută, fără deficit.

Pentru a proiecta procesul de fracturare hidraulică, este foarte important să se determine presiunea de spargere pp care trebuie creată în fundul puțului.

S-a acumulat o mare cantitate de material statistic privind valoarea presiunii de rupere a formațiunii pp în diferite domenii ale lumii și la diferite adâncimi ale puțurilor, ceea ce indică absența unei legături clare între adâncimea formațiunii și presiunea de rupere. Cu toate acestea, toate valorile efective ale pp se află în intervalul dintre valorile rocii totale și presiunile hidrostatice. Mai mult, la adâncimi mici (mai puțin de 1000 m), pp este mai aproape de presiunea rocii și la adâncimi mai mari - de presiunea hidrostatică.

pentru puțuri de mică adâncime (până la 1000 m)

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

pentru sonde adânci (H > 1000m)

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

unde pst este presiunea hidrostatică a coloanei de lichid, a cărei înălțime este egală cu adâncimea formațiunii.

Rezistența la tracțiune a rocilor este de obicei scăzută și se află în intervalul sp = 1,5 ... 3 MPa, deci nu afectează în mod semnificativ pp.

Presiunea de rupere la fundul PP și presiunea la capul sondei RU sunt legate de relația evidentă

pp = ru + rst – rtr,……………………………………………………………………………… (10)

unde ррр – pierderea de presiune datorată frecării în tubulatura.

Din ecuația (10) rezultă:

ru = pp + rtr - primul,……………………………………………………..(11)

pst - presiune statică, determinată ținând cont de curbura sondei

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

unde H este adâncimea puțului; b - unghi de curbură (mediat);

rf este densitatea lichidului din puț, iar dacă lichidul conține umplutură (nisip, margele de sticlă, pulbere polimerică etc.), atunci densitatea este calculată ca medie ponderată.

r=rzh(1–n/rn)+n,……………………………………………………………………(13)

unde n este numărul de kilograme de umplutură în 1 m3 de lichid;

pH-densitatea umpluturii (pentru nisip pH=2650 kg/m3).

Pierderile prin frecare sunt mai dificil de determinat, deoarece fluidele folosite au uneori proprietăți non-newtoniene. Prezența umpluturii (nisip) în lichid crește pierderile prin frecare.

În practica americană, diferite grafice ale pierderii de presiune datorate frecării sunt utilizate pentru fiecare 100 de picioare de tuburi de diferite diametre atunci când se pompează diferite lichide cu un debit volumetric dat. La viteze mari de injecție corespunzătoare curgerii turbulente, proprietățile structurale ale fluidelor utilizate (cu diverși agenți de îngroșare și reactivi chimici) dispar de obicei, iar pierderile prin frecare pentru aceste fluide pot fi determinate destul de aproximativ folosind formulele uzuale ale hidraulicei conductelor.

rtr = l(N/d) * (w2/2g) * rga,…………………………………………....(14)

unde l este coeficientul de frecare, determinat de formulele corespunzătoare în funcție de numărul Reynolds;

w - viteza liniară a curgerii în tubulatura;

d – diametrul interior al tubulaturii; r - densitatea fluidului, N - lungimea tubului;

g = 9,81 m/s2; a este un factor de corecție care ține cont de prezența unei umpluturi în lichid (pentru apa pură a = 1) și depinde de concentrația acestuia.

5. ECHIPAMENT UTILIZAT PENTRU fracturare

La fracturarea hidraulică se utilizează un întreg complex de echipamente de suprafață: unități de pompare de tip 2AN-500 sau 4AN-700, unitate de amestecare a nisipului 4PA. Pentru transportul fluidului de fracturare se folosesc cisterne 4TSR sau TsR-20.

Unitatea 4AN-700 proiectată de Azinmash este cea principală din setul de echipamente la sol. Are putere și performanță sporite și este ușor de utilizat. Presiunea de funcționare a unității permite procese de fracturare hidraulică și hidrosablare în puțuri adânci. Toate componentele sale sunt montate pe un camion KrAZ-257 cu trei axe cu o forță de ridicare de 100-120 kN și constau în următoarele: centrală electrică; cutie de viteze; pompa cu piston triplu; colector, sistem de control.

Pe cadrul mașinii, direct în spatele cabinei șoferului, se află o unitate de putere, constând dintr-un motor cu un ambreiaj cu frecare cu mai multe plăci și un ventilator centrifugal, sisteme de alimentare, lubrifiere și răcire, o instalație de curățare a aerului și alte componente auxiliare. .

Motorul unității este un motor diesel cu doisprezece cilindri, în patru timpi, cu o putere de 588 kW la o turație a arborelui cotit de 2000 rpm. Motorul este conectat la arborele de intrare al transmisiei folosind un ambreiaj cu frecare cu mai multe plăci.

Pompa 4R-700 este o pompă orizontală, cu acțiune simplă, cu trei piston. Pistonurile sunt prevazute in dimensiuni de 100 si 120 mm, ceea ce asigura functionarea pompei la presiuni de pana la 70 si respectiv 50 MPa. Productivitatea unității la o presiune de 70 MPa este de 6,3 l/s și la 20 MPa - 22 l/s. Greutatea unității 20200 kg, dimensiuni totale 9800 x 2900 x 3320 mm. Unitatea este controlată de la o consolă centrală situată în cabina vehiculului, unde se află pedalele de comandă pentru pompa de combustibil și ambreiajul de frecare a motorului, mânerul de control al cutiei de viteze și instrumentele necesare.

Pentru transportul nisipului din fracțiile necesare în puțul în care se preconizează fracturarea hidraulică și pentru pregătirea mecanică ulterioară a amestecului nisip-lichid se folosesc unități speciale de amestecare a nisipului de tip 4PA.

Pe șasiul autopropulsat al vehiculului KrAZ-257, un buncăr 1 pentru material vrac cu un melc de încărcare 2 și un melc de lucru 3, o cameră de deplasare hidraulică 5, un mixer 7 cu un regulator de nivel cu plutitor 6, precum și un sunt montate colectorul de primire 11 şi un colector de distribuţie 10 cu o pompă 9 pentru pomparea nisipului . O supapă rotativă 4 este instalată în partea superioară de descărcare a melcului 3, conectată la un regulator cu plutitor 6. Vibratoarele pneumatice sunt atașate de pereții și fundul buncărului 1, asigurând un flux fiabil de material în vrac prin gravitație în receptorul melcului 3. .

Snecii de încărcare și de lucru, precum și mixerul cu palete, sunt antrenate de motoare hidraulice folosind o pompă de ulei 8. Toate unitățile instalației sunt controlate de la o telecomandă situată în cabina vehiculului.

Un amestec nisip-lichid cu o concentrație mică de nisip se prepară după cum urmează. Lichidul prin colectorul de primire 11 intră în camera de deplasare hidraulică 5, în care materialul în vrac este alimentat din buncărul 1 prin melcul 3. Cantitatea de material în vrac este reglată de viteza de rotație a melcului de lucru și a amortizorului 4 folosind un regulator de nivel cu plutitor 6, în funcție de nivelul amestecului din mixerul 7. Cantitatea în exces de material în vrac curge înapoi în buncăr prin orificiul de evacuare. teava. În camera de amestec hidraulic 5, se prepară o soluție cu concentrația necesară, care intră în mixerul 7, unde se menține o concentrație uniformă de nisip cu ajutorul unui mixer cu palete. Din mixerul 7, soluția este furnizată de pompa de nisip 9 prin colectorul de distribuție 10 până la punctul de consum.

La prepararea unui amestec nisip-lichid cu o concentrație mare de material în vrac, camera de amestec hidraulic este înlocuită cu o țeavă de trecere, iar lichidul din colectorul 11 ​​și materialul vrac din buncărul 1 intră direct în mixerul 7, printr-un conductă înlocuibilă (indicată prin linie punctată). Amestecul finit este selectat în același mod ca în primul caz.

Orez. 4. Schema unității de amestecare a nisipului

Capacitate buncăr 6,5 m3. Productivitatea maximă a melcului de lucru (pentru nisip) este de 50 t/h, forța maximă de ridicare este de 90 kN, productivitatea melcului de încărcare este de 12-15 t/h. Masa unității cu o sarcină este de 23.000 kg, dimensiunile totale sunt 8700 x 2625 x 3600 mm. Unitatea de amestecare a nisipului este întreținută de un șofer-motorist. La efectuarea fracturării hidraulice, unitatea de amestecare a nisipului este conectată la cisterne și unități de pompare folosind furtunuri flexibile. Două cisterne și patru unități de pompare (două pe fiecare parte) pot fi conectate la unitatea 4PA în același timp.

Camionul-cisternă 4TSR este proiectat pentru a transporta fluidul utilizat pentru fracturarea hidraulică și pentru a-l furniza unei unități de amestecare a nisipului sau de pompare. Cisternul 4TSR (Fig. 5) este montat pe șasiul unui vehicul KrAZ-219 cu o forță de ridicare de 120 kN și constă dintr-un rezervor 1, o pompă cu piston vertical 2, un sistem de conducte de pompă cu fitinguri 3, o putere. decolarea 4, o unitate de transmisie 5, o unitate rigidă de remorcare b și parascântei 7.

Rezervorul este echipat cu un dispozitiv special pentru încălzirea lichidului cu abur. Pentru a determina cantitatea de lichid prelevată din rezervor, în interiorul acestuia este montat un indicator de nivel cu plutitor. Lichidul este pompat din cisternă folosind o pompă verticală cu trei piston, cu o capacitate de 16,7 l/s și o presiune maximă de 2,0 MPa.

Volum rezervor 9 mc. În funcție de densitatea lichidului din acesta, masa cisternei ajunge la 21.435 kg. Dimensiuni totale 10100 x 2700 x 2740 mm. Timpul de încălzire a fluidului de la 20° la 50°C este de 2 ore. În prezent, se produc autocisterne pentru fluid de fracturare cu o capacitate de 17 m3. codificat TsR-20, rezervorul a fost montat pe un tractor cu remorcă. Pe lângă un dispozitiv de încălzire și o pompă verticală, cisternul este echipat cu o pompă centrifugă. pompa cu o capacitate de apa de 100 l/s cu o presiune maxima dezvoltata de 0,2 MPa.

În timpul fracturării hidraulice, capul sondei este echipat cu fitinguri speciale de tip 1AU-700, care sunt filetate pe carcasa de producție. Fitingurile sunt proiectate să funcționeze la o presiune de 70 MPa și constau dintr-o cruce, un cap de puț, supape de obturare, o supapă de siguranță și alte elemente de conducte.

Pentru a regla funcționarea întregului complex de echipamente și unități în timpul fracturării hidraulice, se folosește o unitate de colector autopropulsată tip 1BM-700, care constă din colectoare de presiune și distribuție, un braț de ridicare și un set de țevi de 60 mm cu pivotare. și îmbinări cu asamblare rapidă. Toate echipamentele unității colectoare sunt montate pe șasiul unui camion de teren (ZIL-157K).

Distribuitorul de presiune este format dintr-o cutie de supape cu șase ieșiri pentru conectarea la unitățile de pompare; o conductă centrală cu un senzor pentru instrumentare (manometru, densimetru și debitmetru) pentru lucrul cu o stație de monitorizare și control al procesului, două coturi pentru conectarea la fitingurile de la capul sondei; supape cu dopuri și supape de siguranță. Colectorul de distribuție servește la distribuirea fluidelor de lucru (soluție de stoarcere, apă, amestec nisip-lichid etc.) către unitățile de pompare.

Un set de țevi de pompă și compresor de 60 mm este utilizat pentru a conecta colectorul de presiune la capul sondei și pentru a furniza soluție de presiune, apă și alte lichide la galeria de distribuție. Pentru a mecaniza încărcarea și descărcarea supapelor la gura blocului colector, există un braț rotativ cu comandă manuală.

6. CALCULUL FRACTURĂRII HIDRAULICE

1. Calculul presiunii hidraulice de fracturare

Rrazr = Rv.g. – Rpl + sp;

unde Rv.g. – presiunea verticală a rocii;

Rpl – presiunea rezervorului;

sp – presiunea de separare a rocii. Presiunea verticală a rocii Rv.g. – determinată de formula:

Rv.g. = rpgН,

unde H este adâncimea formațiunii;

rп = 2500 kg/m3 – densitatea medie a rocilor supraiacente.

Rv.g. = 2500*9,81*2250 = 55,181 MPa

Dacă presiunea de separare a rocii sp = 1,5 MPa, atunci presiunea de rupere a formațiunii va fi:

Rres = 55,181 – 17 + 1,5 = 39,681 MPa.

Presiunea de spargere a găurii de jos poate fi determinată aproximativ folosind formula empirică:

Rrazr = 104 * NK,

unde K = 1,5 – 2. Luăm valoarea medie K = 1,75. Apoi

Rrasr = 104 * 2250 * 1,75 = 39,375 MPa.

2. Calculul presiunii hidraulice de fracturare a capului de sondă de lucru.

Presiunea de fracturare hidraulică admisă a capului de sondă este determinată de formula:

Рд.у = - rgH + Рtr,

unde Dн2, DВ2 sunt diametrele exterior și interior ale țevilor de carcasă, m

Dн = 0,173 m DV = 0,144 m; stek = 650 MPa – limita de curgere a oțelului clasa L; K = 1,5 – factor de siguranță, Рtr = pierderea de presiune datorată frecării în țevi sunt determinate de formula Darcy-Weisbach:

unde l este coeficientul de rezistență hidraulică a țevilor, determinat din raportul l = 0,3164/Re0,5 pentru turbulent sau l = 64/Re pentru modurile laminare de mișcare a fluidului într-o țeavă. Aici Re (numărul Reynolds) este un parametru care determină regimul de curgere; la Re<2300 поток считается ламинарным, а при

Re >2300 turbulente.

Re = ndrsm /mcm

unde mcm este vâscozitatea amestecului nisip-lichid:

mcm=90*e3,18*0,091 = 120 mPa*s;

n - viteza de deplasare a fluidului prin conducte, m/s se determină din expresie

unde Q este viteza de injectare a fluidului hidraulic de fracturare, m3/zi (0,015 m3/zi),

F – zona secțiunii transversale interioare a tubului:

F = pDB2/4 = 3,14*0,1442/4 = 0,0162, m2.

Viteza fluidului:

n = 0,015/0,0162 = 0,926 m/s.

rcm = (rp - rl)C + rl – densitatea amestecului (ulei + nisip),

С = С0/(С0+rп) - conținutul volumetric de nisip, С0 - concentrația de nisip,

rcm = (2500-895)*0,091 + 895 = 1041 kg/m3

Numărul Reynolds:

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

Pierderea de presiune din cauza frecării în conducte

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

Prin urmare, presiunea admisibilă în capul sondei este:

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

Presiunea admisibilă la capul sondei, în funcție de rezistența firelor părții superioare a șirului de țevi împotriva forțelor de forfecare, este determinată de formula

unde Pstr este sarcina de forfecare pentru țevile tubulare din oțel din grupa de rezistență L, egală cu 1,59 MN;

G – forța de strângere la legarea carcasei (luată conform jurnalului de foraj), egală cu 0,5 MN; k – factor de siguranță, care se ia egal cu 1,5. Atunci presiunea admisă în capul sondei este:

Rd.u. = 34,4 MPa.

Din cele două valori obținute ale lui Рд.у. o acceptam pe cea mai mica (34,4 MPa).

Presiunea posibilă în fundul găurii la o presiune admisibilă în capul sondei de 34,4 MPa va fi:

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

Având în vedere că presiunea de rupere necesară la fund Prazr = 39,375 MPa este mai mică decât P3 = 57,34 MPa, determinăm presiunea de lucru la capul sondei.

Ru = Razr - rgH + Rtr = 39,375*106 - 1041*9,81*2250 + 0,039*106 = 16,9 MPa.

În consecință, presiunea la capul sondei este mai mică decât cea permisă, astfel încât este posibilă injectarea fluidului hidraulic de fracturare prin tubulatura.

3. Determinarea cantității necesare de fluid de lucru.

Cantitatea de fluid de fracturare nu poate fi calculată cu precizie. Depinde de vâscozitatea fluidului de fracturare și de filtrabilitate, de permeabilitatea rocilor din zona de fund a sondei, de viteza de injectare a fluidului și de presiunea de fracturare. Conform datelor experimentale, volumul fluidului de fracturare variază de la 5 la 10 m3. Să presupunem că pentru sonda noastră Vр = 7,5 m3 de petrol.

Cantitatea de lichid purtător de nisip depinde de proprietățile acestui lichid, de cantitatea de nisip pompată în formațiune și de concentrația acestuia. În practică, se prepară 20 - 50 m3 de lichid (Vl) și 8 - 10 tone de nisip (Gs).

Concentrația de nisip C depinde de vâscozitatea fluidului purtător de nisip și de viteza de injectare a acestuia. Pentru uleiul cu o vâscozitate de 90 mPa*s, luăm C = 250 kg/m3. În această condiție, volumul de lichid purtător de nisip:

Vpzh = Gpes/C = 8000/250 = 32 m3.

Volumul lichidului care transportă nisip trebuie să fie puțin mai mic decât capacitatea șirului de țevi, deoarece atunci când acest lichid este pompat într-un volum care depășește capacitatea coloanei, pompele de la sfârșitul procesului de injecție vor funcționa la presiunea înaltă necesară. pentru a forța nisipul în crăpături. Iar injectarea de lichid cu particule abrazive la presiuni mari duce la uzura foarte rapidă a cilindrilor și supapelor pompelor.

Capacitatea unui șir de carcasă de 168 mm cu o lungime de 1800 m este de 34 m3, iar cantitatea acceptată de fluid care transportă nisipul este de 29 m3.

Concentrația optimă de nisip poate fi determinată pe baza vitezei de cădere a boabelor de nisip în fluidul de lucru adoptat folosind formula

Unde C – concentrația de nisip, kg/m3;

n - viteza de scădere a boabelor de nisip cu diametrul de 0,8 mm în m/h în funcție de vâscozitatea lichidului se regăsește grafic. Pentru o viscozitate a fluidului purtător de nisip de 90 MPa*s n = 15 m/h, prin urmare

C = 4000/15 = 267 kg/m3.

G = 267*29 = 7743 kg.

Pentru a evita lăsarea nisipului în partea de jos, volumul fluidului de deplasare trebuie să fie cu 1,2 - 1,3 mai mare decât volumul coloanei prin care este pompat nisipul. Volumul necesar de fluid de deplasare:

Vpr = =3,14*0,144^2*2250*1,3/4 =47,6 m3

4. Momentul fracturării hidraulice

Т = (Vр+Vжп+Vр) Q =(7,5+32+47,6)/ 1500=0,06 zile

Unde Q este debitul zilnic al fluidului de lucru, m³

5. Raza fisurii orizontale

Această tehnologie, folosită pentru a intensifica munca și a crește productivitatea sondelor de petrol de mai bine de jumătate de secol, este poate cea mai aprinsă dezbatere între ecologiști, oameni de știință, cetățeni obișnuiți și, adesea, chiar lucrătorii din industria minieră. Între timp, amestecul care este pompat într-un puț în timpul fracturării hidraulice este format din 99% apă și nisip și doar 1% reactivi chimici.

Ce interferează cu recuperarea uleiului

Principalul motiv pentru productivitatea scăzută a sondei, împreună cu permeabilitatea naturală slabă a formațiunii și perforarea de calitate slabă, este o scădere a permeabilității zonei de lângă sondă a formațiunii. Acesta este numele zonei formațiunii din jurul sondei care este supusă celei mai intense influențe a diferitelor procese care însoțesc construcția sondei și funcționarea ulterioară a acesteia și perturbă starea inițială de echilibru mecanic și fizico-chimic a puțului. formare. Forajul în sine modifică distribuția tensiunilor interne în roca din jur. O scădere a productivității sondei în timpul forării are loc și ca urmare a pătrunderii fluidului de foraj sau a filtratului acestuia în zona de fund a formațiunii.

Motivul productivității scăzute a puțurilor poate fi și perforarea de proastă calitate datorită utilizării perforatoarelor de putere redusă, în special în puțurile adânci, unde energia exploziei sarcinilor este absorbită de energia presiunilor hidrostatice ridicate.

O scădere a permeabilității zonei de formare a găurii are loc, de asemenea, în timpul funcționării puțurilor, care este însoțită de o încălcare a echilibrului termobaric în sistemul de rezervor și eliberarea de gaz liber, parafină și substanțe rășinoase asfaltice din petrol, înfundare. spațiul poros al rezervorului. Contaminarea intensă a zonei de formare a găurii este, de asemenea, observată ca urmare a pătrunderii fluidelor de lucru în aceasta în timpul diferitelor lucrări de reparații în puțuri. Injectivitatea puțurilor de injecție se deteriorează din cauza înfundarii spațiului porilor formațiunii cu produse de coroziune, nămol și produse petroliere conținute în apa injectată. Ca urmare a unor astfel de procese, rezistența la filtrarea lichidului și gazului crește, debitele de sondă scad și apare necesitatea unei influențe artificiale asupra zonei de fund a găurii a formațiunii pentru a crește productivitatea sondelor și a îmbunătăți hidrodinamica acestora. legătura cu formația.

Tehnologiefracking

Pentru a crește recuperarea petrolului, a intensifica activitatea sondelor de petrol și gaz și a crește injectivitatea sondelor de injecție, se utilizează metoda de fracturare hidraulică sau fracking. Tehnologia constă în crearea unei fracturi foarte conductive în formațiunea țintă sub influența fluidului introdus în aceasta sub presiune pentru a asigura fluxul fluidului produs către fundul puțului. După fracturarea hidraulică, rata de producție a sondei, de regulă, crește brusc sau scade semnificativ. Tehnologia de fracturare hidraulică face posibilă „reanimarea” puțurilor inactive în care producția de petrol sau gaze prin metode tradiționale nu mai este posibilă sau nu mai este rentabilă.

Fracturarea hidraulică (HF) este unul dintre cele mai eficiente mijloace de creștere a productivității sondei, deoarece duce nu numai la intensificarea producției de rezerve situate în zona de drenaj a sondei, ci și, în anumite condiții, vă permite să extindeți această zonă, introducând zone slab drenate în producție și straturile intermediare - și, prin urmare, obțineți o recuperare finală mai mare a petrolului.

Povestemetoda de fracturare hidraulica

Primele încercări de a intensifica producția de petrol din puțurile de petrol au fost făcute încă din anii 1890. În SUA, unde producția de petrol se dezvolta într-un ritm rapid la acea vreme, a fost testată cu succes o metodă de stimulare a producției din roci strânse folosind nitroglicerină. Ideea a fost de a folosi o explozie de nitroglicerină pentru a zdrobi rocile dense în zona fundului puțului și pentru a asigura o creștere a fluxului de petrol către fund. Metoda a fost folosită cu succes de ceva timp, în ciuda pericolelor sale evidente.

Prima fracturare hidraulică de succes comercial a fost efectuată în 1949 în Statele Unite, după care numărul lor a început să crească brusc. La mijlocul anilor 50, numărul operațiunilor de fracturare hidraulică efectuate a ajuns la 3.000 pe an. În 1988, numărul total de operațiuni de fracturare hidraulică efectuate a depășit 1 milion, iar aceasta a fost doar în Statele Unite.

În practica casnică, metoda de fracturare hidraulică a început să fie utilizată în 1952. Utilizarea maximă a metodei a fost atinsă în 1959, după care numărul operațiunilor a scăzut, iar apoi această practică a încetat cu totul. De la începutul anilor 1970 până la sfârșitul anilor 1980, fracturarea hidraulică nu a fost efectuată la scară industrială în producția autohtonă de petrol. În legătură cu punerea în funcțiune a câmpurilor petroliere mari din Siberia de Vest, pur și simplu a dispărut nevoia de intensificare a producției.

… Și astăzi este ziua

Reînvierea practicii utilizării fracturării hidraulice în Rusia a început abia la sfârșitul anilor 1980. În prezent, pozițiile de frunte în numărul de operațiuni de fracturare hidraulică sunt ocupate de SUA și Canada. Ele sunt urmate de Rusia, unde tehnologia de fracturare hidraulică este utilizată în principal în câmpurile petroliere din Siberia de Vest. Rusia este practic singura țară (fără a număra Argentina) în afara Statelor Unite și a Canadei în care fracturarea hidraulică este o practică comună și este percepută destul de adecvat. În alte țări, aplicarea tehnologiei de fracturare hidraulică este dificilă din cauza prejudecăților locale și a neînțelegerii tehnologiei. Unele dintre ele au restricții semnificative privind utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică, inclusiv o interdicție totală a utilizării acesteia.

O serie de experți susțin că utilizarea tehnologiei de fracturare hidraulică în producția de petrol este o abordare irațională și barbară a ecosistemului. În același timp, metoda este utilizată pe scară largă de aproape toate marile companii petroliere.

Aplicarea tehnologiei de fracturare hidraulică este destul de extinsă - de la rezervoare cu permeabilitate scăzută până la înaltă în puțuri de gaz, condensat de gaz și petrol. În plus, folosind fracturarea hidraulică, este posibil să se rezolve probleme specifice, de exemplu, eliminarea nisipului din puțuri, obținerea de informații despre proprietățile rezervorului obiectelor de testare din sondele de explorare etc.

În ultimii ani, dezvoltarea tehnologiilor de fracturare hidraulică în Rusia a avut ca scop creșterea volumului de injectare a agentului de susținere, producția de fracturare hidraulică cu azot, precum și fracturarea hidraulică în mai multe etape în rezervor.

Echipament ptfracturare hidraulica

Utilajele necesare fracturării hidraulice sunt produse de o serie de întreprinderi, atât străine, cât și autohtone. Una dintre ele este firma TRUST-ENGINEERING, care prezintă o selecție largă de echipamente pentru fracturare hidraulică în versiuni standard și sub formă de modificări efectuate la cererea clientului. .

Ca avantaj competitiv al produselor TRUST-ENGINEERING LLC, este necesar de remarcat ponderea mare de localizare a producției; aplicarea celor mai moderne tehnologii de proiectare și producție; utilizarea componentelor și componentelor de la liderii mondiali din industrie. Este important de remarcat cultura înaltă de design, producție, garanție, post-garanție și întreținere de service inerente specialiștilor companiei. Echipamentele de fracturare hidraulică produse de TRUST-ENGINEERING LLC sunt mai ușor de achiziționat datorită prezenței reprezentanțelor în Moscova (Federația Rusă), Tașkent (Republica Uzbekistan), Atyrau (Republica Kazahstan), precum și în Pancevo (Serbia).

Desigur, metoda de fracturare hidraulică, ca orice altă tehnologie folosită în industria minieră, nu este lipsită de anumite dezavantaje. Unul dintre dezavantajele fracking-ului este că efectul pozitiv al operațiunii poate fi anulat de situații neprevăzute, al căror risc cu o intervenție atât de extinsă este destul de mare (de exemplu, este posibilă o încălcare neașteptată a etanșeității unui rezervor de apă din apropiere. ). În același timp. Fracturarea hidraulică este astăzi una dintre cele mai eficiente metode de intensificare a puțurilor, deschizând nu numai formațiuni cu permeabilitate scăzută, ci și rezervoare cu permeabilitate medie și mare. Cel mai mare efect al fracturării hidraulice poate fi obținut prin introducerea unei abordări integrate a proiectării fracturării hidraulice ca element al sistemului de dezvoltare, ținând cont de diverși factori, cum ar fi conductivitatea rezervorului, sistemul de amplasare a puțurilor, potențialul energetic al formațiunii, mecanica fracturii, caracteristicile fluidului de fracturare și ale agentului de susținere, limitări tehnologice și economice.