Гидроразрыв пласта

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. ВВЕДЕНИЕ

Развитие нефтяной промышленности в Томской области началось в 1962 году с открытием Советского месторождения. В 1966 году оно введено в промышленную разработку. В соответствии с решением правительства в 70 и 80 годы активно осуществлялся ввод новых месторождений, расположенных на значительных расстояниях и в труднодоступных районах. Более того, эти месторождения связаны с низкопродуктивными верхнеюрскими отложениями и требующие уже на начальной стадии механизированной добычи, поддержание пластового давления и подготовки нефти. С 1966 года по 1995г. в Томской области добыто 151,8 млн. тонн нефти.

ОАО “Восточная нефтяная компания” разрабатывает 20 нефтяных месторождений, максимальный уровень добычи нефти был достигнут (15 млн. тонн) в 1989 г., бурилось 1200 тыс. м скважин

Необходимо, однако, отметить, что два месторождения, с которыми связанно 47% запасов, вступили в третью (снижающую) стадию разработки и обводненность продукции по ним составила более 80%.

Анализ показывает, что на месторождениях, находящихся в настоящее время в разработке, за 1995-2020 г.г. может быть добыто 161,6 млн. тонн нефти, в том числе в 1995-11,4 млн. тонн, 2000-9,1 млн. тонн, 2005-6,9 млн. тонн, 2010-5,0 млн. тонн и 2020-2,1 млн. тонн. Таким образом, добыча нефти в Томской области будет непрерывно падать. Анализ показывает, что при интенсивной реализации программы ввода в разработку новых месторождений на территории Томской области добыча может быть стабилизирована на достаточно длительный период. Но планируемые к вводу в разработку месторождения являются средними и мелкими. Ввод их в разработку и эксплуатация требуют значительных капиталовложений. Кроме того, интенсивный отбор на таких месторождениях не рентабелен, многие из них удалены от современных линий трубопроводного транспорта.

В современных условиях наиболее эффективный метод стабилизации добычи нефти - интенсификация разработки месторождений, находящихся в эксплуатации, с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

На Советском месторождении с марта 1999 года начаты работы по интенсификации добычи нефти. Реализация программы предусматривает достижение максимального дебита скважин при снижении забойного давления ниже давления насыщения и воздействия как на пласт, так и на систему вертикального движения жидкости.

Наиболее перспективным методом увеличения производительности скважин на данном месторождении будет применение ГРП .

Советское нефтяное месторождение открыто в августе 1962 года. Оно расположено в северо-западной части Александровского района Томской области. Месторождение находится в пределах Нижневартовского нефтегазоносного района, выделяемого в восточной части Среднеобской нефтеносной области. Это крупное многопластовое месторождение было введено в разработку в 1966 году. В первые два года осуществлялась пробная, а с 1968 года начата его промышленная эксплуатация. Начальные извлекаемые запасы нефти 227239 тыс. тонн по категориям А+В+С1 и 13719 тыс. тонн по категории С2. Остаточные запасы нефти на 01.04.00г. составили 84454 тыс. тонн по категориям А+В+С1 и 13719 тыс. тонн по категории С2. Накопленная добыча нефти с начала разработки составила 147287 тыс. тонн (на 1.04.00г.) степень выработки - 63.6%. Разработку месторождения осуществляет ОАО “Томскнефть”.

Текущий коэффициент нефтеизвлечиния - 0.27, обводненность продукции 86.2%, накопленная закачка компенсировала отбор на 93,1%. Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн. тонн, темп отбора 3,1%) по месторождению достигнут в 1977-78 годах, затем месторождение вступило в третью стадию разработки. На Советском месторождении широко использовалось кустовое наклонно - направленное бурение. В кусте, состоящем из 3 - 10 скважин, как правило, бурилась одна вертикальная или почти вертикальная скважина, в которой выполняется более обширный комплекс промыслово-геофизических исследований, чем по наклонно - направленным, где отклонения от забоя иногда достигает 1км. и некоторые геофизические приборы не проходят в скважину.

Эксплуатационный фонд составлял 4044 скважин, нагнетательных 1570, средний дебит 11,9 тыс. тонн/сут. Обводненность достигла 66,1%. По состоянию на 01.01.94г. в Томской области по категориям А+В+С1 разведано (без учета накопленной добычи) 340,8 млн. тонн нефти и предварительно учтено по категории С2 136,5 млн. тонн.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Орогидрография

В орографическом отношении территория Советского месторождения представляет собой слабодренированную заболоченную равнину, приуроченную к реке Оби. Абсолютные отметки рельефа колеблются незначительно и составляют +41, +56 м. Географические координаты Советского месторождения 60°40ґ - 60°50ґ северной широты и 77°00ґ - 77°25ґ восточной долготы.

Гидрографическая сеть месторождения представлена рекой Обь, протекающей по территории месторождения, с юго-востока на северо-запад. Ширина русла реки Оби здесь достигает 1100 м, глубина - 6-10 м, скорость течения 0,5 м/с. Берега реки крутые с высотой обрыва 4 м. Равнинный характер местности привел к образованию множества проток, рукавов. Наиболее крупными протоками являются Старица, Светлая, Пасол. Наиболее крупным правым притоком р.Оби, протекающей вдоль восточной границы месторождения, является река Вак. По причине равнинного характера местности и медленного течения рек, создаются благоприятные условия для образования большого количества болот и озер. Заболоченность территории значительна. Болота преимущественно сфагновые с гредово-могажинно-озерным комплексом. В климатическом отношении район характеризуется континентальным режимом температур, осадков. Среднегодовое количество осадков 380-580 мм. Наибольшее их количество выпадает летом и осенью. Навигационный период продолжается 5-6 месяцев. В природном отношении характерно сочетание широко развитых верховых болот, приуроченных почти по всем плоским или слабонаклонным участкам равнины и массивов тайги, располагающихся на дренированных склонах. Растительность находится в тесной взаимосвязи с рельефом. На болотах - это низкорослые кустарники, вдоль берегов рек - тальники, на дренированных участках елово-пихтово-кедровая тайга и березняки.

2.2 Стратиграфия

В геологическом строении месторождения принимают участие доюрские образования складчатого фундамента и мезозойско-кайнозойские отложения платформенного чехла. Советское месторождение относится к многопластовым. Диапазон нефтеносности составляет около 1100м и охватывает толщу пород от аптского яруса нижнего мела до коры выветривания палеозойских отложений. В разрезе палеозойских пород трещиноватые известняки, черные сланцы и плотные аргиллиты, эффузивные породы, а так же плотные песчаники. Возраст отложений определяется неоднозначно от силура до турнейского яруса каменноугольного периода, максимальная вскрытая толщина отложений - 100м. На породах палеозоя несогласно залегают отложения юрского возраста ( тюменская, васюганская и баженовская свиты). В верхней части нижне - юрских отложений (тюменская свита, нижний калювий) залегает песчаный пласт ЮВ2 линзовидного строения. Вскрытая толщина континентальных отложений тюменской свиты 160-175м .

Выше согласно залегают прибрежно-морские отложения васюганской свиты, представленные в нижней части аргиллитами и в верхней преимущественно песчаниками и алевролитами, выделяемыми в продуктивный горизонт ЮВ1. В верхней части выделяется песчаный пласт ЮВ01. Вскрытая толщина свиты составляет 50-60м. Выше залегают глубоководно - морские отложения баженовской свиты, сложенные плотными битуминозными аргиллитами, являющихся региональным водоупором и покрышкой для залежей углеводородов. Толщина свиты 15-20м. Общая толщина юрских отложений 225-260м. Юрские отложения перекрываются меловыми, подразделяемыми на мегионскую, вартовскую, алымскую, покурскую, кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.

Продуктивными являются песчаные пласты мегионской (БВ8), вартовской (АВ2, АВ3, АВ4, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0+1, БВ2, БВ3, БВ4, БВ5, БВ6) и алымской (АВ1) свит. Отложения продуктивных свит представлены неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Толщина продуктивной толщи 760-880м. Остальные свиты представлены преимущественно глинистыми породами общей толщиной 230-325м. Меловые отложения согласно перекрываются отложениями четвертичной системы. Породы свит (пески, глины, алевриты).

2.3 Тектоника

В пределах Западно-Сибирской низменности многими исследователями выделяется три структурно-тектонических этажа.

Нижний - геосинклинальный образует складчатый фундамент допалеозоя и палеозоя.

Средний или промежуточный объединяет переходные и платформенные группы формаций в палеозойское и раннемезозойское время.

Верхний - платформенный мезозойско-кайнозойского времени формировался в условиях длительного погружения фундамента.

По мезозойско-кайнозойским отложениям Советское месторождение расположено в юго-восточной части Нижневартовского свода, который имеет вытянутую в меридиальном направлении форму с изрезанными контурами. В северной части ширина свода достигает 160 километров, к югу резко сужается. Длина свода 250 километров. По оконтуривающей изогипсе 2650 метров по горизонту “Б”(кровля баженовской свиты) амплитуда достигает на юге 300 метров, на севере 500 метров.

В пределах Нижневартовского свода сейсморазведочными работами выделено более 30 структур, среди них Соснинско-Советская, Медведевская, к которым и приурочено Советское месторождение.

На структурной карте по отражающему горизонту “Па”, приуроченному к подошве баженовской свиты, ранее были выделены три структуры третьего порядка: Соснинская, Советская и Медведевская. В дальнейшем были выделены еще некоторые структуры. На структурной карте по горизонту “Б” вырисовывался район, примыкающий к Соснинскому поднятию, эта структура получила название Юго-Западная. В северной части месторождения имеет место приподнятая зона, получившая название Северное поднятие. Так же были выделены такие поднятия как Северо-Восточное и Западное.

Каждое из поднятий оконтуривается сейсмоизогипсой 2400-2425 м. Все вышеуказанные поднятия за исключением Медведевского, объединены сейсмоизогипсой минус 2425м. На юго-востоке через прогиб с амплитудой до 80 метров к этой группе поднятий примыкает Медведевская структура третьего порядка.

В процессе доразведки большинство поднятий было оценено бурением скважин. Полученные результаты указывают на отсутствие залежей нефти в пластах группы ЮВ. Единственная структура, на которой имеют место залежи в этих пластах, это Медведевская структура третьего порядка. В связи с этим на участке, прилегающем к ней с юга, названном Южно-Медведевской структурой, перспективы обнаружения залежи нефти в юрских отложениях довольно высоки.

2.4 Нефтегазоносность

В процессе разработки Советского месторождения установлена промышленная нефтегазоноснось по пластам: М, ЮВ2, ЮВ1, БВ8, БВ6, БВ5, БВ4, БВ3, БВ2, БВ0-1, АВ8,АВ7, АВ6, АВ5, АВ4, АВ3, АВ2,АВ1. Запасы нефти, сосредоточенные в пластах БВ8 и АВ1, составляли 97,5% от всех запасов месторождения.

В настоящее время горизонт АВ1 является основным эксплуатационным объектом на месторождении. Начальные дебиты нефти изменяются от 1 до 150 т/сут. Абсолютная отметка горизонта 1592-1659м. Горизонт АВ1 не выдержан как по площади так и по разрезу, в поровом пространстве коллекторов, помимо остаточной воды и нефти, присутствует определенное количество свободной воды. Эти обстоятельства послужили причиной деления горизонта АВ1 на три пласта АВ11, АВ12, АВ13. Положение ВНК изменяется в довольно широких пределах от минус 1638м до 1656м. Залежь горизонта АВ1 является единой для Советского и Нижневартовского месторождений. Однако, следует отметить, что на Нижневартовском месторождении ВНК выше на 10-12м и поэтому нефтенасыщен там только пласт АВ11.

Начальные дебиты нефти из пласта АВ13 изменяются в довольно широких пределах от 0,6-42 т/сут на штуцерах 6 и 8мм.

Пласт АВ12 расположен по всей площади. Количество песчаных пропластков иногда достигает восьми, но чаще всего составляет 4-6. Эффективная толщина пласта изменяется от 2,6 (скв.№215) до 13,8 (скв.№864) и в среднем по пласту составляет 7,2м.

Начальные дебиты нефти при фонтаном способе эксплуатации достигают 160 т/сут на штуцере 8мм (скв.№69).

Дебиты из пласта АВ11 “рябчик” в большинстве скважин не превышают 15-20 т/сут и только в редких случаях достигают 40 т/сут (скв №751).

Эффективная суммарная толщина его изменяется от 0 до 9,3м (скв№758) и в среднем по месторождению составляет 3,2м

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Характеристика фонда скважин

Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1.

В процессе последующего промышленного освоения и доразведки месторождения периодически корректировались принципиальные проектные решения и технологические показатели техсхемы 1968 г., что нашло отражение в проектных документах разных лет (1970, 1976, 1978, 1982, 1990гг.). В разрезе месторождения находится 17 нефтеносных пластов, выделенных в 14 объектов разработки.

В целом по месторождению утвержденный проектный - основной фонд составил 1839 скважин, из них 1388 скважин или 75 % относятся к объекту АВ1. С начала разработки месторождения пробурена 1491 скважина (80,7 %) основного фонда и добыто 147,287 тыс.т нефти, что составляет 63,6 % от извлекаемых запасов категорий А+В+С1, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,27, обводненность продукции 86,2 %, водонефтяной фактор 1,62, накопленная закачка компенсировала отбор на 93,1 %.

Максимальный уровень добычи нефти (6,9 млн.т, темп отбора 3,1 %) по месторождению достигнут в 1977-78 гг. (рис.1), затем месторождение вступило в третью стадию разработки.

На объект АВ1 пробурено 1065 скважин или 76,1 % от проекта, неосвоенными остались небольшие окраинные зоны залежи, где нефтенасыщенна только верхняя часть объекта АВ1-1-2 с относительно ухудшенными коллекторскими свойствами.

С начала разработки объекта отобрано 70246,6 тыс.т или 46,4 % от начальных утвержденных извлекаемых запасов нефти (табл. 1), текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,2, обводненность продукции 83,8 %. По залежи действует ранее сформированная система воздействия, переход на блочно-замкнутую сдерживается. Накопленная закачка компенсирует отбор жидкости на 125,8 %, текущее пластовое давление в зоне отбора выше первоначального (17,0 МПа) на 0,4 МПа. Максимальный отбор нефти 3709 тыс.т (темп отбора 2,6 %) по объекту АВ1 достигнут в 1980 г. При обводненности продукции 43,7 %. Проектные технологические показатели объекта АВ1 определены в расчете на изменение направления потоков, связанных с формированием более интенсивной блочно-замкнутой системы с вовлечением в разработку низко-продуктивных зон путем бурения дополнительных скважин, и изоляции заводненных интервалов.

В действительности, материально-технических средств недостаточно даже для проведения плановых ремонтных работ, без серьезных направленных инвестиций в ближайшей перспективе не просматривается возможность реализации указанных проектных решений.

Поэтому недобор нефти ежегодно прогрессировал, отклонение от проекта в 1991 году составило 3,8 %, в 1994 году - 7,4 %. В последнее время ситуация изменилась, увеличение добычи нефти по пласту АВ1 в 1999 году по сравнению с 1996 годом составило 586 тыс.т (см. табл. 1). Значительную лепту в это вносят коэффициенты эксплуатации и использования скважин, последний по пласту АВ1 возрос по сравнению с 1996 годом (0,82) до 0,93 в 1999 году (см. табл. 1). На конец 1999 года количество бездействующих скважин снизилось по сравнению с 1996 годом на 48 штук.

Как следует из приведенной таблицы 1 в 2004 году основная часть действующего фонда скважин (около 54 %) эксплуатируется с обводненностью 50-90 % и около 10% фонда с обводненностью превышающей 90 %. Средняя обводненность продукции в целом в 2004 году увеличилась по сравнению с 2001 годом на 0,9 % за счет увеличения количества действующих скважин с обводненностью свыше 90 %.

Рис1. Показатели разработки Советского месторождения. .

Таблица.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки объекта АВ1 Советского месторождения.

Показатели	2000 год	2001 год	2002 год	2003 год
	факт	факт	проект	факт	проект	факт	проект
1	2	3	4	5	6	7	8
1.Добыча нефти всего, тыс.т	1731,9	1687,4	1725,6	2233,8	2168,4	2317,6	2279,3
в том числе
из переходящих скважин	1723,5	1682,2	1700,5	2227,8	2071,1	2317,6	2158,4
из новых скважин	8,4	5,2	25,1	6,0	97,3	0	120,9
2.Накопленная добыча нефти, тыс.т	64009,8	65697,2	66053,1	67931	70099,4	70248,6	72378,7
3.Текущий коэф-т нефтеизвлечения, доли ед.	0,18	0,17	0,2	0,19	0,2	0,19	0,2
4.Темп отбора от начальных извлекаемых запасов нефти, %	1,2	1,1	1,5	1,3	1,5	1,3	1,5
5. Темп отбора от текущих зап. %	2,2	2,1	3,4	2,4	3,5	2,5	3,6
6.Среднегодовая обводненность, %	74	83,2	83,4	83,3	83,6	83,8	83,8
7.Добыча жидкости всего, тыс.т	6660,0	9650,4	10465,0	12192,3	12453,2	15155,1	15685,4
в том числе мех. Способом	6660,0	9650,4	10465,0	12192,3	12453,2	15155,1	15685,4
8.Накопленная добыча жидкости, тыс.т	153890,3	163540,7	178022,0	164833,0	190475,2	179988,1	206160,6
9.Закачка воды годовая, тыс.т	8914,4	9730,3	12958,7	11772,2	13468,4	12098,9	14751,0
10.Накопленная закачка, тыс.т	227771,3	237501,6	253839,7	249273,8	267308,1	261372,7	282059,1
11.Текущая компенсация, %	121,2	122,1	115,0	121,3	115,0	122,1	115,0
12.Накопленная компенсация, %	126,9	126,2	124,0	125,1	122,9	124,6	121,6
13.Пластовое давление, МПа			15,7		15,7		15,7
14.Газовый фактор, м/т	67,4	67,4	56,3	67,4	56,3	67,4	56,3
15.Коэф-т использования скв., доли ед.			0,9		0,9		0,9
16.Коэф-т эксплуатации скв., доли ед.	0,99	0,96	0,91	0,99	0,92	0,98	0,93
17.Фонтанный способ эксплуатации			0,95		0,95		0,95
18.Механизированный способ эксплуатации
19.Ввод добывающих скважин, единиц	5	3	78	8	82	0	111
20.Выбытие добывающих скв., единиц	10	2	15	3	25	19	35
в том числе под закачку	2	1	12	3	20	0	31
21.Действующий фонд добывающих скважин на конец года, единиц	665	666	893	671	950	652	1026
в том числе механизированных	665	666	886	671	941	652	980
Новых	5	6	78	8	82	0	111
22.Перевод скважин на мех. Добычу	5	6	71	8	73	0	65
23.Ввод нагн. Скв. под закачку	2	21	41	4	43	1	43
24.Выбытие нагнетательных скважин под закачку, единиц
25. Действующий фонд нагнетательных скважин на конец года, единиц	147	168	292	172	335	173	378
26.Среднесуточный дебит добывающей скважины по нефти, т/сут	7,6	8,3	5,9	8,6	5,7	8,7	5,6
27. Среднесуточный дебит добывающей скважины по жидкости, т/сут	29,3	49,5	36,8	53,2	36,7	53,5	36,6
28. Среднесуточный дебит новой скважины по нефти, т/сут	9,3	8,3	10	8,7	9,8	0	9,7
29. Среднесуточный дебит новой скважины по жидкости, т/сут	18,5	30,1	24	35,1	23	0	22
30. Среднесуточная приемистость нагнетательной скважины, т/сут	169	129	135	136	115	156	95

3.2 Сущность проведения ГРП

Сущность ГРП заключается в том, что в скважину под высоким давлением, превышающим гидростатическое в 1,5 - 3,0 раза, закачивают жидкость, в результате чего в призабойной зоне пласта раскрываются существующие трещины или образуются новые. Для предупреждения смыкания этих трещин в них вводят крупнозернистый песок или искусственный заменитель песка и снижают давление до забойного. В результате увеличивается проницаемость призабойной зоны пласта или соединяются посредством этих трещин высокопроницаемые его участки со стволом скважины, в следствии чего продуктивность резко повышается.

Механизм ГРП заключается в том, что при закачке в пласт жидкости она прежде всего проникает в высокопроницаемые трещиноватые участки пласта и давление в них сильно возрастают. В результате возникают перепады давления между высоко- и низкопроницаемыми участками пласта, а в высокопроницаемых участках раскрываются существующие или образуются новые трещины.

Следовательно, для осуществления ГРП необходимо преодолеть напряжение в призабойной зоне продуктивного пласта, создаваемые горным давлением и прочностью самих пород.

Практически давление гидравлического разрыва пласта можно определить по формуле:

Рраз =(0,014 - 0,026)*H*pn*g

где Н - глубина скважины, м, рп- плотность породы, g - ускорение свободного падения.

Процесс ГРП проводится в три стадии: закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в призабойной зоне пласта, введение в полученные трещины крупнозернистого песка для сохранения их в открытом состоянии, закачка продавочной жидкости для введения оставшегося в НКТ песка в трещины пласта.

Рабочие жидкости, используемые при ГРП, разделяются на жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость. Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт не должны содержать в своем составе посторонних механических примесей и при соединении с пластовыми жидкостями и породами давать нерастворимых осадков, не должны вызывать набухания глинистых включений пород пласта.

Наиболее подходящие жидкости на водной основе: вода, растворы сульфит - спиртовой барды, загущенные растворы кислот. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной в течение всего процесса ГРП.



Рис 3.1 Схема проведения ГРП.

а - установка пакера; б - создание трещин; в - закрепление трещин; 1 - эксплуатационная колонна; 2 - колонна НКТ; 3 - продуктивный пласт; 4 - пакер.

При небольшой ее вязкости для достижения высокого давления разрыва требуется закачать в пласт большой объем жидкости, что связано с необходимостью иметь несколько одновременно работающих агрегатов. В то же время при большой вязкости жидкости разрыва для образования трещин необходимы высокие давления. В зависимости от проницаемости пород пласта на практике применяют жидкости разрыва вязкостью 0,05 -0,5 Па*с и более.

Жидкость - песконоситель предназначена для транспортирования песка по НКТ до забоя с последующим его переносом по трещинам вглубь пласта. Поэтому она должна обладать высокой пескоудерживающей способностью, для чего скорость закачки этой жидкости должна быть несколько выше скорости выпадения песка из нее.

Чтобы переносить песок по трещинам, жидкость - песконоситель должна обладать малой фильтрационной способностью, что достигается за счет увеличения ее вязкости введением соответствующих загустителей. Продавочная жидкость должна быть с наименьшей вязкостью и плотностью, что снижает потери напора при прокачке и облегчает освоение скважины после ГРП.Все растворы на водной основе применительны только для водона-гнетательных скважин. Использовать их для нефтяных скважин неприемлемо, так как снижается общая эффективность процесса за счет снижения проницаемости призабойной зоны.

Для нефтяных скважин рекомендуют использовать жидкости на углеводородной основе: дегазированная нефть, загущенная нефть , мазут или его смеси с нефтями , керосин или дизельное топливо , загущенное специальными реагентами.

Для сохранения трещин гидроразрыва в открытом состоянии после снятия нагрузки их заполняют крупнозернистым песком , который должен обладать достаточной механической прочностью , чтобы не разрушаться под действием массы вышележащих пород , быть однородным по составу и сохранять высокую проницаемость. Этому требованию отвечает кварцевый песок фракций 0,3 -- 1,0 мм. Однако в настоящее время широко используется искусственный материал - пропант, который по сравнению с обычным песком имеет более высокую прочность, полностью однородный состав и высокую проницаемость.

Эффективность ГРП зависит от размеров трещин. Чем больше радиус их распространения по простиранию, тем наиболее вероятно соединение ствола скважины с более высокопроницаемыми частями пласта. Протяженность трещин зависит от давления нагнетания и объемов нагнетаемого песка. Радиус трещины может достигать нескольких десятков метров. На практике для этой цели применяют от 2 до 20 тонн песка.

В зависимости от вязкости жидкости - песконосителя и скорости закачки (числа насосных агрегатов) концентрация песка при введении его в трещины пласта достигает 100- 300 кг на 1 м3 жидкости.

3.3 Технология проведения ГРП

Общепринятая технология проведения ГРП заключается в следующем. Вначале шаблонируют подъемные трубы и отбивают забой. Затем скважину испытывают на приемистость при двух - трех практически установившихся режимах закачки рабочей жидкости в пределах допустимых давлений, что позволяет определить критическое давление раскрытия трещин Рр, выбрать необходимый объем рабочей жидкости, а также решить вопрос о необходимости проведения ГРП с установкой пакера или без него. На основе этих исследований строят зависимость приемистости скважин от давления нагнетания. Если график зависимости имеет вогнутую к оси дебитов форму и коэффициент приемистости скважины на максимальном режиме закачки возрастает не менее чем в 2 - 3 раза по сравнению с коэффициентом приемистости на минимальном режиме за-качки, то в пласте трещины раскрылись в пределах допустимых давлений на данную обсадную колонну. Следовательно,.» на этой скважине можно проводить процесс ГРП без пакера.

В противном случае для защиты обсадных труб от воздействия высоких давлений, возникающих при разрыве пласта и закачке песка в трещины, над интервалом перфорации устанавливают пакер. Для предотвращения осевого перемещения пакера в процессе пульсирующей закачки рабочих жидкостей поршневыми насосами над пакером устанавливают гидравлический якорь.

Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой посредством труб высокого давления с помощью быстросоединяющихся муфт подсоединяют насосное оборудование.

Порядок работ при гидравлическом разрыве следующий:

1. Закрывают центральную задвижку на устье и опрессовывают всю систему обвязки оборудования при полуторократном давлении от ожидаемого.

2. Опробуют скважину на приемистость при различных скоростях насосных агрегатов, а также при последовательном их включении. Путем построения индикаторной диаграммы или сравнения коэффициентов приемистости устанавливают возможность образования трещин в пласте. Одновременно во время опробывания определяют герметичность межтрубного пространства ( при работе насосных агрегатов давление в этом пространстве должно оставаться постоянным ).

3. Не сбавляя темпа закачки, с применением одного из насосных агрегатов с помощью пескосмесительного агрегата и жидкости -песконосителя из емкости в скважину закачивают заданный объем песка, который поступает из бункера пескосмесительного агрегата через смесительный бачок с помощью вспомогательного агрегата. Концентрацию песка в потоке регулируют с пульта управления пескосмесительного агрегата с учетом подачи всех одновременно работающих агрегатов.

4. После окончания закачки заданного объема песка в скважину не сбавляя темпа, закачивают продавочную жидкость из емкостей. Объем продавочной жидкости должен быть равен объему НКТ. При закачке излишнего количества продавочной жидкости песок может оттесниться вглубь пласта. Это приведет к тому, что трещины, расположенные в непосредственной близости от стенки скважины, снова сомкнутся и эффективность ГРП снизится до нуля. С целью предупреждения оседания песка на забое и образования песчанной пробки нельзя сбавлять темпы или прекращать закачку песка в скважину.



Рис. 3.2. Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП.

Примечание:

1. Размеры в метрах даны минимальные.

2. Место установки КЦ и пожарных автомобилей зависит от направления ветра.

3. Наименьшее расстояние между кабельными эстакадами и трубопроводами высокого давления должно быть не менее 0,5 метра.

5. Наблюдают за снижением устьевого давления. Удалять оставшийся песок, а также восстанавливать циркуляцию в скважине после срыва пакера необходимо при достижении первоначального давления на устье. Если после ГРП давление не снижается, то прекращают процесс закачки ( снижают давление ), чтобы введенный в пласт песок вместе с жидкостью при большой скорости не поступал в скважину.

6. Устанавливают арматуру на устье для эксплуатации скважины и пускают ее в работу. При пуске скважины ( если скважина планируется под нагнетание ) нельзя повышать давление нагнетания выше максимального давления ГРП.

7. Через 10-15 дней после пробной эксплуатации скважины проводят комплекс исследований и сравнивают с данными, полученными перед проведением ГРП.

После ГРП нефтяные добывающие скважины осваивают путем спуска в них глубинного насоса или предварительного снижения уровня поршневанием, компрессором.

3.4 Расчет процесса ГРП

Исходные данные по скважине:

Глубина скважины 2700, интервал перфорации 2651-2666 м, дебит скважины по нефти до проведения ГРП составляет 7,8 т/сут, по воде 2,6 т/сут, по жидкости 10,4 т/сут. Пластовое давление составляет 9,8 МПа.

Необходимо определить следующие показатели: давление разрыва, допустимое давление на устье скважины, объем жидкости разрыва, количество песка, концентрацию песка в жидкости-песконосителе, объем жидкости-песконосителя, объем продавочной жидкости, общую продолжительность процесса ГРП, тип и число необходимых насосных агрегатов.

Решение.

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных: основных технологических показателей процесса ГРП, увеличение проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва за счет образования трещин в этой зоне, ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП при различной глубине и ширине распространения трещин, экономической эффективности ГРП.

Определяем давление разрыва:

Рразр = Рвг + ур - Рпл (3.1)

Где Рвг - вертикальное горное давление,

Рпл - пластовое давление,

ур - давление расслоения пород, принимаем равным 1,5 МПа.

Вертикальное горное давление определяем по формуле:

Рвг = Н*сп*g (3.2)

где Н - глубина залегания пласта ( нижних отверстий фильтра ), Н = 2700 м,

сп - средняя плотность вышележащих пород, сп = 2500 кг/м3.

Рвг = 2700 * 2500 * 9,81 * 10-6 = 66,2 МПа.

Рразр = 66,2 + 1,5 - 9,8 = 54,9МПа

ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.

Определим допустимое давление на устье скважины по формуле:

(3.3)

где Дн - наружный диаметр обсадных труб, равный 14,6 см,

Дв - внутренний диаметр обсадных труб, равный 12,8 см,

утек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320 МПа,

К - коэффициент запаса прочности, принимаем К = 1,5,

h - потери напора на трение в обсадной колонне,

сжр - плотность жидкости разрыва, принимаем сжр = 950 кг/м3,

L - глубина скважины.

Потери напора на трение найдем из формулы:

(3.4)

Допустимое давление на устье составит:

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

(3.5)

где Рстр - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали С, равная 1,25 МН,

К - запас прочности равный 1,5,

G - усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, принимаем 0,5 МН.

Из полученных значений Ру принимаем наименьшее 18 МПа. Соответствующее забойное давление при давлении на устье скважины 18 МПа составит:

Рзаб = Ру + Н*сжр*g - h*сжр*g (3.6)

Рзаб = 18 + 620*950*9,81*10-6 - 120*950*9,81*10-6 = 22 МПа

Полученное значение забойного давления оказалось больше, чем давление разрыва, 22> 11,5 . поэтому проведение ГРП возможно провести без установки пакера.

Объем жидкости разрыва по опытным данным колеблется в пределах 5-10 м3. Принимаем для нашей скважины объем жидкости разрыва равный Vр = 10 м3 , исходя из опыта предыдущих обработок.

Количество песка потребное для гидроразрыва берется из опыта проведения ГРП в пределах 10-30 т на одну операцию. Принимаем для наших условий Gп = 15 т.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкостью 5*10-2 Па*с значение ее колеблется в пределах 150-300 кг/м3. Принимаем для нашего случая С = 250 кг/м3.

Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости составит:

 (3.7)

объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которым закачивают жидкость с песком.

(3.8)

где dв - внутренний диаметр труб, по которым закачивают жидкость с песком, для 73 мм труб dв = 0,062 м,

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

Н - глубина спуска труб, она составляет 2750 м, так как трубы допущены на 10 м выше верхних отверстий фильтра.

Объем продавочной жидкости составит:

Vпр = 0,785*1.3*0,0622*620 = 2,4 м3

Общая продолжительность процесса ГРП:

(3.9)

где Q - расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03 м3/с, тогда:

Определяем число насосных агрегатов.

Так как при ГРП применяются агрегаты 4АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,017 м3/с при давлении 26 МПа и требуемом расходе жидкости, равном 0,03 м3/с, число агрегатов составит:

Определим увеличение проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва. Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус горизонтальной трещины определяем приближенно по формуле:

(3.10)

где С - эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02; Q - расход жидкости разрыва м3/мин; - вязкость жидкости разрыва, Пас; tр - время закачки жидкости разрыва, мин; k - коэффициент проницаемости, мкм2.

Для наших условий имеем следующие данные: С - 0,02; Q = 0,03 м3/мин; = 0,025 Пас; tр = 4,4 мин = 264 с; k = 0,0210-12 м2.

В ходе проведения ГРП по скважине дебит до проведения по нефти составлял 7.8 т/сут, а после проведения возрос до 12,48 т/сут.

3.5 Расчет процесса ГРП

Рассчитаем основные характеристики гидроразрыва пласта в добывающей скважине №224 глубиной 2700м. Вскрытая толщина пласта h=15м. Разрыв произвести по НКТ с пакером в качестве жидкости разрыва и песконосителя применяется загущенная сепоманская вода с плотностью 1030кг\мі и вязкостью 0.275 Пи.с. Предполагаемая закачка в скважину Qп (песка) 5 тонн диаметром зерен 1мм. Под закачку используют агрегат 4AH-700.

Параметры (СКВ. 224)	Ед. измерения	Значение
Глубина скважины	м	2700
Верхняя граница интервала перфорации	м	2651
Нижняя граница интервала перфорации	м	2666
Величина интервала перфорации	м	15
Внешний диаметр НКТ	мм	89
Диаметр эксплуатационной колонны	мм	146
Плотность породы	кг\мі	2500

Расчет:

1. Рассчитываем вертикальную составляющую горного давления:

Ргв = сп*g*Lc*10-6 = 2500*9.8*2700*10-6 = 66.15 МПа

2. Принимая н=0.3,рассчитываем горизонтальную составляющую горного давления:

Ргг = Ргв*н /1-н = 66.15 *0.3/1-0.3 = 28.35 МПа

Расчет размеров трещин:

3. Зная составляющие горного давлении, рассчитаем забойное давление разрыва:

Рз/Ргг*(Рзразр/Ргг -1)і = 5.25*1/(1-VІ)І = (E/Ргг)І*Q*мжр/Ргг ,

где E-модуль упругости пород, E=1*104 Мпа, Рз разр=30.43 МПа.

4. Определим объемную концентрацию песка в смеси, где Сn-концентрация песка в 1мі жидкости:

вн*(Cn/Sn)/(Cn/Sn)+1 = (300/2450)/((300/2450)+1) = 0.109

Сп - примим 300 кг/м3, плотность песка - 2450 кг/м3

5.Рассчитаем плотность жидкости песконосителя с песком:

сжн = сжн(1-вн)+сн*вн

сжн = 1030*(1-0.109)+2450*0.109 = 1184.78 кг/мі

6. Рассчитаем вязкость жидкости песконосителя с песком:

мжн = мжн*?хр*(3.18*вл) = 0.383 Па*с

7. Рассчитаем число Рейнольдса:

Re=4*Qсжп(пdвн*мжн)

Re=4*0,015*1184(3,14*0,084*0,383) = 664.15

8. Коэффициент гидравлического сопротивления получили равными

л = 64/Re

л = 64/664,15 = 0.096

9. Рассчитываем потери на трение

Ртр = 8л*QІ*Lc*сжн(рІ*d5 вн)

Ртр =8*0,096*0,0152*1184,78*2700(3,142*0,0845) = 10 МПа

10. Учитывая то, что при значении Re>200, значение потерь на трение увеличится в 1.52 раза:

Ртр=

11. Рассчитываем давление на устье развиваемое при закачке жидкости-песконасителя:

Ру = Рзразр -сжн*g*Lc + Pтр

Ру = 30,43 - 1184,78 * 9,8 * 2700 + 15,2 = 14,3 Мпа

12. Агрегат 4АН-700 на скорости развивает рабочее давление 32.4 МПа, а рабочий расход 0.017мі/с, следовательно необходимое число агрегатов равно:

N=Ру*Q/(Рр*Qp*Kтc)+1

N= 14.3*0.015/(32.4*0.015*0.5)+1=2 шт

N = 2шт, где Ктс - коэффициент технического состояния агрегата (Ктс = 0.5).

13. Определим объем продавочной жидкости:

Vn = 0.785*dІвн*Lc

Vn = 0.785*0.089І*2700 = 16.79мі

14. Рассчитываем количество жидкости для огущения ГРП:

Vжр = 5000/300 =16.67мі

15. Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на 4 скорости:

t = (Vж+Vn) /Qp

t = (16.67+16.79)/0.017 = 1968.04(c) ? 33мин.

Расчет размеров трещин

1.Рассчитываем длину вертикальной трещины

Lтр =

Lтр = = 32.38 м

2. Опеределим раскрытость трещины:

W0 =

W0 =

В результате проведения гидроразрыва пласта в данной скважине образуется вертикальная трещина длинной 32,38 м и шириной на стенке скважины 2,45 см

3.6 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 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 уменьшило необходимые для ГРП давления на устье.

По своему назначению жидкости различаются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочную жидкость.

Жидкость разрыва должна хорошо проникать в пласт или в естественную трещину, но в то же время иметь высокую вязкость, т.к в противном случае она будет рассеиваться в объеме пласта, не вызывая необходимого расклинивающего действия в образовавшейся трещине.

По физико-химическим свойствам жидкости разрыва делятся на жидкости на углеводородной основе и жидкости на водной основе.

К жидкостям первого типа относятся углеводороды, к жидкостям второго типа относится вода, водный раствор сульфитно-спиртовой барды, растворы соляной кислоты.

Выбор той или иной жидкости разрыва зависит от температуры пласта, подвергаемого разрыву, поскольку вязкость жидкости, стойкость геля и эмульсии, а также другие физико-химические свойства зависят от температуры. В связи с этим имеются рекомендации по применению жидкостей разрыва. Так при забойной температуре ниже 60°С допускается использование вязкой нефти и минеральных масел. Ели папалмого типа можно применять при любых забойных температурах. То же относится к эмульсиям.

Для увеличения вязкости и уменьшения фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, применяют соответствующие добавки. Такими зашитителями для углеводородных жидкостей разрыва служат соли органических кислот. В качестве жидкостей разрыва нефтедобывающих скважин получили распространение эмульсии типа кислота или вода в углеводородах, которые можно причислить и к первому и ко второму типу.

Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные и водонефтяные эмульсии.

Эти жидкости наиболее часто используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах.

Также используют сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па*с нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии; водонефтяные эмульсии и кислотнокеросиновые 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, сульфитспиртовую барду.

При использовании жидкости на вводной основе необходимо учитывать ее взаимодействие с породой пласта, т.к. 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 обследуется в промысловых лабораториях и НИМ. 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 используют 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, т.к. довольно быстро скорость течения ее по трещине становится равной пулю, 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, т.к. из-за большой вязкости, наличия в ней накопителя-песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Кроме того, насосные агрегаты хотя и делаются в 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.

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.

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. В качестве наполнителя наиболее часто используется чистый кварцевый песок. Однако песок имеет очень большую плотность(2650кг/мі), 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 бывают недостаточной. В связи с этим в мировой практике в последнее время находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая скорлупа грецкого ореха. Плотность порошка агломерированного боксита 1400 кг/мі.

В настоящее время современная техника и применяемая жидкость позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации песка порядка 200 кг/мі жидкости.

3.7 Подготовка скважины к гидроразрыву

Подготовительные работы к проведению ГРП включают в себя: обследование скважины.

При проведении работ по обследованию обязательно собирается материал об искусственном и текущем забое и привязка материала перфорации по локатору. Материалы по обследованию скважин, выполняемые силами НГДУ, должны иметь срок давности не более 3-х месяцев. Силами УКРС обследование проводится только после проведенного сложного ремонта, связанного с фрезерованием и ударными нагрузками на инструмент.

Тестирование скважин.

На первом этапе геологической службой НГДУ подбираются скважины для проведения ГРП. ГРП проводить не рекомендуется в нефтяных скважинах, расположенных в приконтурных зонах и при наличии водоносных пропластов, в первом эксплуатационном ряду от разрезающего ряда, вблизи очага заводнения, при интенсивной закачке, в скважинах, зонах, достигших проектной выработки. При наличии межпластовых перетоков.

На втором этапе тестирования по физическим параметрам скважины, проводится совместно геологическими службами НГДУ и КРС.

Подготовка инструмента, труб и подземного оборудования. Доставка на скважину.

Подготовка скважины.

Перед ГРП пакер должен устанавливаться в интервале 30-50 м от верхних отверстий зоны перфорации, указанной в плане работ на скважину.

Пакер доставляется с навернутым опрессовочным седлом. Перед пуском пакер соединяют на мостках с патрубком. При спуске(подъеме) пакера в скважину скорость не должна превышать 0,25м/с. Спуск пакера должен проводится с точным замером, очисткой и смазкой резьб.

Опрессовка НКТ должна производиться на давление, указанное в плане работ на ремонт скважины. Давление в НТК при опрессовке наблюдается в течение 5 мин. Допускается снижение давления на 0.1Мпа. Посадка пакера как гидравлического, так и механического типа производится в соответствии с инструкциями по эксплуатации пакеров. При оборудовании устья скважины специальной арматурой, планшайба крепится на все шпильки, проверяется работоспособность задвижек. Лицо, посадившее пакер, заполняет отчет о посадке пакера и делает в вахтовом журнале и паспорте на ГРП краткое описание проведенной работы.

Подготовка площадки.

На территории куста бригады КРС подготавливается рабочая площадка размером 50Ч50 м., с которой убираются посторонние предметы и производится планировка.

В зимнее время площадка очищается ото льда и от снега.

Площадка для расстановки техники и емкостного парка при ГРП должна отвечать следующим требованиям:

1. На площадке должна разместиться техника ГРП и емкостный парк.

2. Площадка должна иметь свободный подъезд к скважине.

3. Площадка должна иметь поверхность, способную выдержать технику весом до 60 тонн.

После подготовки скважины к провидению ГРП, бригада КРС снимает с устья скважины установку для ремонта скважины, мостки, трубы и все бригадное хозяйство в радиусе 50 м от скважины. Мастер бригады КРС за сутки уведомляет СОУП УКРС о готовности скважины к ГРП. В течение этих суток начальник участка ГРП или ведущий инженер вместе с супервайзером УКРС проверяют состояние площадки и составляют схему расположения оборудования, которая утверждается главным инженером УКРС.

После этого на площадку завозятся емкости и заполняются нефтью или водой. Емкости для жидкости устанавливаются на твердую поверхность за пределами охранной зоны воздушных линий электропередач, нефтесборных сетей с расстоянием между ними не менее 1 метра. Горизонтальные емкости устанавливаются слегка наклоненными в сторону слива. После установки, емкости заземляются на раннее подготовленный контур или колонну ближайшей скважины через заземляющий луч. Подогрев воды или нефти производится с помощью АДПМ-5 при температуре окружающей среды ниже 0°С до температуры 20-30°С.

Завоз химреагентов и нефти (воды).

Завоз типа и количества жидкости - основы геля, доставка химреагентов осуществляется в соответствии с планом работ на ГРП силами БПО УКРС или БПО НГДУ в зависимости от того, чья бригада КРС работает на скважине.

Завоз нефти на скважину осуществляется звеном из трех АЦН-10 и одного ЦН-320.

Подготовка оборудования, участвующего в ГРП.

Гидравлический разрыв пласта производится техникой комплекса ГРП в составе:

Насосных установок, блендера (смесителя), установки для транспортировки расклинивающего агента (песковоза), блок манифольда, станции контроля.

Помимо комплекса ГРП на скважине должны находиться:

· пожарная машина

· ЦА-320

· ППУ

· АЦН-10

· Оперативная машина

Расстановка техники по кусту производится в соответствии с утвержденной схемой. Монтаж нагнетательных линий от блока манифольда до устья скважины производится трубами диаметром 89 мм с помощью БРС. Трубы укладываются на специальные подставки. В нагнетательную линию последовательно устанавливают, начиная от блока манифольда к устью скважины, тройни для датчика давления, обратный клапан и тройник для сброса давления. Перед сборкой все БРС должны быть осмотрены, очищены от грязи, изношенные и дефектные резиновые уплотнители заменяются. Блендер соединяется с емкостями и насосными агрегатами через блок манифольда или напрямую гибкими шлангами, оборудованными четырехдюймовыми БРС. Затрубное пространство скважины соединяется с насосным агрегатом (ЦА-320) двухдюймовыми трубами БРС.

В мерном баке ЦА-320 должно быть в запасе не мене 1мі раствора или воды. На другом стволе затрубного пространства последовательно устанавливается кран высоко давления в открытом положении и предохранительный клапан, срабатывающий при 15МПа, свободный коней которого соединяется линией из двухдюймовых труб с емкостью. Для контроля давления в затрубном пространстве на устьевой арматуре устанавливается датчик давления.

Для контроля параметров ГРП станцию контроля соединяют двумя кабелями с датчиками давления и двумя кабелями с блендером для контроля плотности и скорости закачки жидкости.

Для управления насосными агрегатами со станции контроля агрегаты пронулировываются и соединяются кабелями с соответствующей панелью управления на станции контроля.

При проверки управления насосными агрегатами со станции контроля одновременно проверяется оборудование для записи процесса ГРП.

Под руководством бригадира комплексом ГРП производится заполнение рабочей жидкостью насосов, блока манифольда, блендора и нагнетательных линий.

Машинист ЦА-320 создает давление в затрубном пространстве скважины, равное давлению опрессовки колонны. Руководителем работ производится осмотр всех линий коммуникаций и запорной арматуры.

Членам бригады комплекса ГРП выдают рации и проверяется их работоспособность. Все люди, незадействованные в процессе ГРП, удаляются в безопасное место в радиусе не ближе 25 метров от устья скважины.

горизонт скважина давление жидкость

3.8 Выбор жидкости разрыва, качества песка, жидкости-песконасителя и продавочной жидкости

Жидкости для гидроразрыва, основанные на нефти, используются для интенсификации притока в породах, чувствительных к воде. Такие породы содержат высокий процент глины, которые могут мигрировать или набухать в присутствии воды или соляных растворов. Жидкости, основанные на нефти. Не оказывают неблагоприятное воздействие на пластовые глины и, с этой точки зрения, считаются не создающими повреждений.

Добавки к водным жидкостям для гидроразрыва.

Водожелатинизирующие агенты загущают пресную воду и мягкие соляные растворы, улучшающие перенос проппанта. В образуемых гелях возникают поперечные связи, что увеличивает количество удерживаемого ими проппанта.

Высокотемпературные стабилизаторы водных гелей.

Стабилизаторы гелей используют в тех случаях, когда высокие температуры в забое гидроразрыва ограничивают срок жизни определенного желатинизирующего агента. Уменьшение вязкости из-за повышения температуры, приводящее к более быстрому оседанию песка, может быть замедленно использованием этих продуктов. Необходимо пользоваться стабилизаторами гелей при температуре от 66°С и выше.

Брекеры для водных гелей.

Правильный подбор брекеров для кон6кретного геля важен при проведении работ по гидроразрыву. Высоковязкая рабочая жидкость должна постепенно деградировать для обеспечения нормальных скоростей оттока и причинения минимального вреда пласту.

...