Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

381

Продолжение таблицы 8.2

1 2 3

ПНП 1.8 Закачка газожидкостных смесей

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 1.9 Закачка газа

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 1.10 Закачка мицеллярных растворов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 1.11 Закачка гидрофобизатора

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 1.12

Инициирование и регулирование

внутрипластового горения

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 1.13

Закачка растворов и других

реагентов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2 - Выравнивание профиля приемистости закачкой химических

составов

ПНП 2.1 Полимерных составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.2 Полимер-дисперсных составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.3 Осадкообразующих составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.4 Вязкоупругих составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.5 Гелеобразующих составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.6 Мицеллярных составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.7 Щелочных составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.8 Составов на основе ПАВ

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.9 Комплексных составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 2.10 Других составов

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 3 - Гидродинамические методы

ПНП 3.1

Циклическое воздействие на

пласт

Выполнение запланированного

объема работ

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

382

Окончание таблицы 8.2

1 2 3

ПНП 3.2

Изменение фильтрационных

потоков внутри пласта путем

снижения/увеличения

приемистости нагнетательных

скважин

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 3.3

Изменение фильтрационных

потоков внутри пласта путем

остановки/запуска

нагнетательных скважин

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 3.4

Создание компактных зон

стягивания запасов посредством

изменения режимов отборов

добывающих скважин

Выполнение запланированного

объема работ

ПНП 3.5

Комплекс мероприятий по

изменению фильтрационных

потоков внутри пласта с

одновременным созданием

компактных зон стягивания

запасов

Выполнение запланированного

объема работ

8.4 Основные виды воздействия на пласт с целью повышения

нефтеотдачи

Гидравлический разрыв пласта

История

Гидравлический разрыв пласта впервые предложен в США в

1948г., а первые два гидроразрыва пласта были проведены в штатах Техас

и Оклахома в марте 1949г.

Теоретическое представление процесса гидроразрыва как метода

увеличения продуктивности скважины было выполнено J.B. Clark в 1948г.

Позже M.K. Hubbert и X.G.Willis теоретически обосновали механику

трещинообразования в продуктивных отложениях.

В Советском Союзе метод гидравлического разрыва пласта

впервые начал применяться в начале 1953г. на Туймазинском нефтяном

месторождении в Башкирии.

В мировой практике нефтегазодобычи гидроразрыв пласта

занимает видное место среди методов интенсификации притока нефти и

газа. В США (С. Голдих и др., 1989) до 1988г. проведено более 1млн.

гидроразрывов (1500 ГРП/мес.). Сфера их применения расширилась так,

что около 40% скважин после бурения подлежат ГРП, и свыше 30%

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

383

запасов стало экономически выгодно разрабатывать с их применением.

Благодаря ГРП обеспечен рост добываемых запасов на 1,3млрд. т. нефти.

Суть процесса

Сущность этого процесса заключается в нагнетании в проницаемый

пласт жидкости при давлении, под действием которого пласт

расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль

естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии

давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок,

сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячи раз превышающую

проницаемость ненарушенного пласта.

Увеличение продуктивности

Увеличение продуктивности происходит за счет:

 создания новой площади фильтрации, значительно большей

поверхности ствола скважины, через которую флюиды попадают в ствол

скважины;

 очищения каналов перфорации во время движения пульпы

(жидкости с песком или пропантом), с большой линейной скоростью;

 вовлечения в разработку всех пропластков, которые пересекает

вертикальная трещина в тонкослойном разрезе скважины;

 уменьшения дополнительных сопротивлений и других

отрицательных эффектов, обусловленных турбулизацией потока возле

скважины, в высокодебитных газовых скважинах;

 развития закрепленной трещины по вертикали, за пределами

основного пласта так, что она пересекает соседние пласты и присоединяет

их к зоне дренирования, т.е. вовлекает их в разработку и т.п.

Примечание: Необходимо учесть, что для вовлечения в разработку

соседнего пласта необходимо согласование с проектным институтом.

Трещины

Трещины в неглубоких (до 600м) скважинах имеют

горизонтальную ориентацию, а в глубоких - близкую к вертикальной или

вертикальную. Трещины развиваются в плоскости с наименьшими силами

сопротивления, т.е. с наименьшим горным давлением. Например,

направление развития трещин в деформированных антиклинальных

складках преимущественно совпадают с направлением их короткой оси.

Направление трещины практически рассчитать невозможно.

На рисунке 8.1 представлены, вертикальная и горизонтальная

трещины.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

384

Рисунок 8.1 – Разновидности трещин

Расчет давления гидроразрыва

Давление гидроразрыва пласта определяется из условия, что

гидродинамический напор на забое скважины должен преодолеть

давление вышележащей толщи пород (геостатическое давление) и предел

прочности продуктивной породы на разрыв.

Для расчета давления разрыва необходимо знать давление горных

пород на пласт.

Давление горных пород рассчитывается по формуле:

плсрппг

gР 

....



(8.1)

где:

ρ

п.ср.

– средняя плотность горных пород, кг/м

3

;

g – ускорение свободного падения;

Н

пл.

– глубина залегания пласта по вертикали, (м).

Для разрыва горных пород необходимо создать давление,

превышающее, давления горных пород, на величину временного

сопротивления горных пород на разрыв, так как надо преодолеть силы

сцепления частиц породы.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

385

Давление разрыва определяется по формуле:

zпгр

РР





..

(8.2)

где:

σ

z

- прочность породы обрабатываемого пласта на разрыв лежит в

пределах 1,5 - 3МПа;

Фактические давления разрыва часто оказываются меньше горного,

т. е. в ПЗС создаются области разгрузки, в которых внутреннее

напряжение меньше горного «Р

г.п.

», определяемого соотношением (8.1).

Это может быть обусловлено причинами чисто геологического характера,

например, в процессе горообразования могло произойти не только сжатие

пород, но и их растяжение. Но существует и другое объяснение

локального уменьшения «P

г

» - сама проводка ствола скважины нарушает

распределение напряжении в примыкающих породах, и эти нарушения

(уменьшения) тем больше, чем ближе порода к стенкам скважины.

Локальное уменьшение внутреннего напряжения особенно сильно, если в

разрезе имеются слои глин, обладающие свойствами пластичности,

которые в процессе бурения набухают и часто выпучиваются в ствол

скважины, вынуждая буровиков перебуривать ее.

Для проектирования процесса ГРП очень важно определить

давление разрыва «P

р

», которое необходимо создать на забое скважины.

Накопленный большой статистический материал по величине давления

разрыва пласта «Р

р

» по различным месторождениям мира и при

различных глубинах скважин, который говорит об отсутствии четкой

связи между глубиной залегания пласта и давлением разрыва. Однако все

фактические значения «Р

р

» лежат в пределах между величинами полного

горного и гидростатического давлений. Причем при малых глубинах

(менее 1000м) «Р

р

» ближе к горному давлению и при больших глубинах -

к гидростатическому. На основании этих данных получены

приближенные значения давления разрыва пласта:

 для неглубоких скважин (до 1000м);

.

)57,274,1(

стр

РР 

(8.3)

 для глубоких скважин (H > 1000м);

.

)97,132,1(

стр

РР 

(8.4)

где:

P

cт

- гидростатическое давление столба жидкости, высота которого

равна глубине залегания пласта, (давление столба жидкости зависит от

плотности жидкости в стволе скважины – если жидкость содержит

наполнитель (песок, стеклянные шарики, порошок из полимеров и др.), то

плотность, рассчитывается как средневзвешенная).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

386

Давление нагнетания на устье скважины вычисляется по формуле:

плтрруст

РРРР 

..

(8.5)

где:

Р

р

– давление разрыва породы пласта;

Р

тр

– потери давления в трубах и в зоне перфорации;

Р

пл

– пластовое давление.

Возможности применения

ГРП применяется в любых породах, кроме пластических сланцев и

глин. Это метод не только восстановления естественной продуктивности

скважин, но и значительного ее увеличения.

Разновидности ГРП

В мировой практике такой способ обработки пласта реализуется по

разнообразным технологиям. Считается целесообразным

классифицировать технологии гидроразрыва по количеству закрепителя

трещин и его концентрации в жидкости. В таблице 8.3 представлена

классификация ГРП по количеству закрепителя трещин.

Таблица 8.3

Технология

гидроразрыва

Масса закрепителя, т Концентрация, кг/м

3

Гидравлическое

щелеобразование в

пласте (ГЩП)

Без закрепителя Без закрепителя

Обычный гидроразрыв

пласта (ГРП)

5,0 - 10,0 30 - 100

Мощный гидроразрыв

пласта (МГРП)

5,0 - 20,0 100 - 700

Массивный гидроразрыв

пласта (МГРП)

≤ 300 100 - 500

Гидравлическое щелеобразование (ГЩП)

Гидравлическое щелеобразование в пласте - применяется в

условиях когда:

 скважина закольматирована в призабойной зоне;

 пласт имеет низкую проницаемость;

 пластовое давление выше или равно гидростатическому на

глубине залегания пласта, подлежащего обработке;

 требуется исключить возможность выпадения в стволе скважины

пробки из закрепителя с необходимостью, в дальнейшим промывать ее

пропантом;

 существует опасность преждевременной закупорки трещин с

аварийным завершением процесса;

 скважина размещена на морской платформе и проведение

ремонтных работ по её освоению должно длиться кратковременно и т.п.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

387

Обычный ГРП

Во время обычных ГРП ньютоновскими жидкостями или

жидкостями со слабо выраженными неньютоновскими свойствами

развиваются глубокие (50-100м) трещины небольшой высоты (до 10м) и

ширины (до 5мм) в глубь продуктивного пласта. Трещины ГРП

закрепляют кварцевым песком с невысокими концентрациями,

(технология проведения описана ниже).

Многократный ГРП

Многократный разрыв - это осуществление нескольких разрывов в

пласте за одну операцию. В этом случае после регистрации разрыва

какого-то прослоя и введения в него нужного количества наполнителя в

нагнетаемый поток жидкости вводятся упругие пластмассовые шарики,

плотность которых примерно равна плотности жидкости. Потоком

жидкости шарики увлекаются и закрывают те перфорационные отверстия,

через которые расход жидкости наибольший. Диаметр этих шариков

примерно 12-18мм, так что один шарик может перекрывать одно

перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение или даже

прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на

забое возрастает и это вызывает образование новой трещины в другом

прослое, что регистрируется на поверхности изменением коэффициентов

поглотительной способности скважины. После этого в поток снова

вводятся шарики без снижения давления через специальное

лубрикаторное устройство, устанавливаемое на устье скважины для

закупорки второй образовавшейся трещины. Разработаны и иные

технологические приемы многократного ГРП с использованием

закупоривающих шаров, а также с помощью временно закупоривающих

мелкодисперсных веществ (нафталин), которые растворяются в нефти при

последующей эксплуатации скважины. При последующем дренировании

скважины закачанные шарики вымываются на поверхность и открывают

все образовавшиеся трещины.

Поинтервальный ГРП

Поинтервальный разрыв - это разрыв в каждом прослое, при

котором намеченный для ГРП интервал изолируется сверху и снизу двумя

пакерами и, таким образом, подвергается обработке только намеченный

интервал. После окончания операции ГРП пакеры освобождаются и

устанавливаются в пределах второго интервала, который обрабатывается

как самостоятельный.

Поинтервальный разрыв возможен в случаях, когда общим

фильтром разрабатываются несколько пластов или пропластков,

изолированных друг от друга слоями непроницаемых пород, имеющих

толщину несколько десятков метров, с хорошим перекрытием -

цементным камнем заколонного пространства. Это необходимо для

размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП

интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в пласты, не

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

388

предназначенные для обработки во время данной операции.

Массированный ГРП

Это усовершенствованный метод обычного гидроразрыва пласта,

он является качественно новой технологией. Объем закачиваемых

жидкостей возрастает до 3-4тыс.м

3

, а расклинивающего агента,

задавливаемого в трещину, - до 4тыс.т. Эта технология может

осуществляться несколькими способами, в том числе с применением

высоковязких жидкостей и пенных систем.

Гидроразрыв «TSO»

Эта разновидность ГРП направлена на создание трещины

значительной ширины и высокой проницаемости.

Массивный ГРП

Применяется в газоносных пластах проницаемостью до 0,001мкм

2

,

во время, которого развиваются трещины длиной до 1000м, закрепляемые

до 300т. песка.

Мощный ГРП

Мощный разрыв рассчитан на давление до 100МПа, с

компьютерным контролем и управлением, с применением

неньютоновской жидкости водного геля фирмы «Clearwater, Inc.» на

основе WGA-1 и закрепителя трещин - керамического пропанта IPP 16/30

прочностью на сжатие 85,0МПа, т.е. вдвое больше прочности песка.

Водный гель на основе WGA–1 имеет такие физические свойства -

условную вязкость 1500-500мПа×с при скоростях сдвига 100-800с

-1

,

возможность коркообразования, низкую теплопроводность. Трещины

широкие высокопроводные большой длины (40–200м).

Различие в технологиях ГРП

В настоящее время в США существует несколько десятков

различных технологий, выполняемых различными фирмами.

Основные различия между всеми технологиями это – применение

различных типов рабочих жидкостей и типов расклинивающего

материала, а также их количество, скорость закачки и давление закачки.

Применяемые жидкости

Применяемые для ГРП жидкости приготавливаются либо на

нефтяной, либо на водной основе. Сначала использовались вязкие

жидкости на нефтяной основе для уменьшения поглощения жидкости

пластом и улучшения песконесущих свойств этих жидкостей. С развитием

и усовершенствованием технических средств для ГРП, увеличением

подачи насосных агрегатов удается обеспечить необходимые расходы и

песконесущую способность при маловязких жидкостях на водной основе.

Переход на жидкости на водной основе привел к тому, что

гидростатические давления за счет увеличения плотности этих жидкостей

возросли, а потери на трение в НКТ уменьшились. Это в свою очередь

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

389

уменьшило необходимые для ГРП давления на устье. По своему

назначению жидкости разделяются на три категории: жидкость разрыва,

жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в

естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, так как

в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая

необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине. В

качестве жидкостей разрыва используют сырые дегазированные нефти с

вязкостью до 0,3Па×с; нефти, загущенные мазутными остатками;

нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии

(гидрофильные) и кислотно-керосиновые эмульсии.

Эмульсии приготавливаются путем механического перемешивания

компонентов центробежными или шестеренчатыми насосами с введением

необходимых химических реагентов. Как правило, жидкости на

углеводородной основе применяют при ГРП в добывающих скважинах.

В нагнетательных скважинах в качестве жидкости разрыва

используют чистую или загущенную воду. К загустителям относятся

компоненты, имеющие крахмальную основу, полиакриламид,

сульфитспиртовая барда (ССБ), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).

При использовании жидкости на водной основе необходимо

учитывать ее взаимодействие с породой пласта, так как некоторые

глинистые компоненты пластов чувствительны к воде и склонны к

набуханию. В таких случаях в жидкости на водной основе вводят

химические реагенты, стабилизирующие глины при смачивании. Обычно

рецептура жидкостей составляется и исследуется в промысловых

лабораториях и НИИ.

Жидкости-песконосители также изготавливают на нефтяной и

водной основах. Для них важна пескоудерживающая способность и

низкая фильтруемость. Это достигается как увеличением вязкости, так и

приданием жидкости структурных свойств. В качестве жидкостей-

песконосителей используются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

Для оценки фильтруемости используется стандартный прибор ВМ-6 для

определения водоотдачи глинистых растворов.

При высокой фильтруемости перенос песка в трещине жидкостью

ухудшается, так как довольно быстро, скорость течения ее по трещине

становится равной нулю, и развитие ГРП затухает в непосредственной

близости от стенок скважины. Хорошей песконесущей способностью

обладают эмульсии, особенно кислотно-керосиновые, обладающие

высокой стойкостью, не разрушающиеся в жаркую погоду и

выдерживающие длительную транспортировку с наполнителем.

Известные трудности возникают при закачке песконосительной жидкости,

так как из-за большой вязкости, наличия в ней наполнителя - песка и

необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие

устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты, хотя и делаются в

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

390

износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях быстро

изнашиваются. Для снижения потерь давления на трение на 12-15%

разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе,

которые хотя несколько увеличивают вязкость, но уменьшают трение при

движении жидкости по НКТ. Другим типом таких добавок являются

тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры. Заметим, что

недостаточная песконесущая способность жидкости может быть всегда

компенсирована увеличением ее расхода. В качестве жидкости-

песконосителя как в нагнетательных, так иногда и в добывающих

скважинах используется чистая вода. Дешевизна воды, повсеместное ее

наличие, присущие ей свойства хорошего растворителя при введении

различных облагораживающих добавок привели к тому, что в настоящее

время около 90% операций ГРП осуществляются с использованием

жидкостей на водной основе.

Продавочные жидкости закачивают в скважину только для того,

чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Таким

образом, объем продавочной жидкости равен объему НКТ, через которые

ведется закачка жидкости-песконосителя. К расчетному объему НКТ

прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и

верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости

используется практически любая недорогая жидкость, имеющаяся в

достаточном количестве, и чаще всего обычная вода.

Наполнитель служит для заполнения образовавшихся трещин и

предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты

эффективного ГРП без применения наполнителя. Однако в этих случаях

эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины

воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления

жидкости. В результате он частично разрушается, а частично

вдавливается в породу стенок трещин. Поэтому он должен обладать

высокой прочностью на смятие. В идеале наполнитель должен иметь

плотность, равную плотности жидкости-песконосителя. В этом случае

перенос его по трещине и ее заполнение были бы наиболее успешными.

Размеры зерен наполнителя должны обеспечить его проникновение в

самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при

последующей эксплуатации скважин. Для ГРП применяют песок

размером от 0,5 до 1,2мм. Обычно в первые порции жидкости-

песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5 - 0,8мм), а в

последующую часть расчетного объема - более крупные фракции.

В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый

кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность (2650

кг/м

3

), которая сильно отличается от плотности жидкости, что

способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение

трещин. Кроме того, его плотность на смятие в ряде случаев бывает

недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последнее время

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.