Применения гидроразрыва пласта на Варьёганском месторождении

По состоянию на 1.01.2006 года на месторождении пробурены 2703 скважины. Проектный фонд реализован на 81%. Для бурения остается еще 651 скважина.

Объекты характеризуются различной степенью разбуренности. Большинство из них - это высокопродуктивные пласты, представленные монолитными коллекторами, они разбурены практически полностью и характеризуются высокой степенью выработки запасов нефти. В связи с этим к бурению здесь остались единичные скважины, расположенные в локальных зонах концентрации остаточных запасов, на не разбуренных краевых участках и в зонах предполагаемого расширения контуров нефтеносности. Процент реализации проектного фонда по этим объектам изменяется в диапазоне от 84% (объект БВ₅) до 98% (объект БВ₈²) (табл. 2.1).

Таблица 2.1 Состояние реализации проектного фонда скважин

Фонд скважин	БВ4	БВ5	БВ6	БВ7	БВ80-1	БВ82	БВ9	БВ10	ЮВ11-2	АВ7-8, БВ22, ЮВ2	В целом
Реализованный на 2006 г.	151	145	466	295	809	426	137	319	235	30	2703
Оставшийся к буре нию	17	28	19	20	369	10	5	6	85	91	650
Проектный	168	173	485	315	1178	436	142	325	320	121	3354
Процент реализации, %	90	84	96	94	69	98	96	98	73	25	81

Наибольшее количество скважин для бурения остается на пластах, представленных прерывистыми коллекторами, где ещё имеются запасы нефти, не вовлеченные в разработку (объект БВ₈^0-1), а также на практически не эксплуатируемых до настоящего времени незначительных по площади и запасам пластах АВ_7-8, ЮВ₂ и БВ₂₂ (Ач). Так, по объекту БВ₈^0-1 проектный фонд на сегодняшний день реализован на 69%, по “малым” объектам - лишь на 25%.

Всего за период 2004-2005 г.г. на месторождении предполагалось пробурить 24 скважины, фактически пробурено 13 скважин. Основное бурение в эти годы осуществлялось на объектах БВ₁₀ и ЮВ₁^1-2 - 69% всех объемов буровых работ. В связи с низкой эффективностью новых скважин и предполагаемым изменением структуры запасов бурение временно было приостановлено.

По состоянию на 1.01.2006 года в добывающем фонде числятся 1824 скважины, из которых к настоящему времени 157 ликвидированы или ожидают ликвидации, 106 скважин переведены в категорию контрольных или пьезометрических, 280 скважин находятся в консервации. Действующий добывающий фонд месторождения составляют 42,5% скважин. Состояние реализованного фонда скважин представлено в таблице 3.2.

Нагнетательный фонд месторождения составляют 897 скважин. Выбыли из эксплуатации (ликвидированы, переведены в категории пьезометрических, контрольных, консервацию) 199 скважин. Под закачкой в настоящее время находятся 27,6% скважин нагнетательного фонда.

Более подробная характеристика реализованного фонда скважин и результатов его эксплуатации по объектам разработки приводится в следующей главе 3.



3. Техническая часть

3.1 Конструкция скважин

Оборудованием скважины называют все те части ее конструкции, которые обеспечивают возможность эксплуатации, испытания и исследовании скважины. Обычно различают наземное и подземное оборудование. Подземное оборудование включает оборудование забоя и ствола скважины. К наземному оборудованию относится арматура, устанавливаемая на устье скважины. Оборудование должно быть достаточно простым по конструкции, надежным и обеспечивающим возможность выполнения функций в течение всего срока разработки месторождения.

Оборудование ствола скважины состоит из ряда обсадных колонн, включая кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонны, насосно-компрессорных труб, спускаемых от забоя до устья; пакеров, забойных и приустьевых штуцеров, клапанов для подачи ингибиторов для борьбы с коррозией и гидратами, клапанов-отсекателей и т. п.

По назначению различают следующие виды обсадных колонн:

Направление -- одна труба или первая колонна труб, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором или обрушения пород, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Устанавливают его в подготовленную шахту или скважину и цементируют до поверхности земли с учетом размещения противовыбросового оборудования. В случаях, когда верхняя часть разреза представлена несвязанными породами, приустьевая зона крепится двумя направлениями.

Кондуктор -- колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих колонн.

Промежуточная обсадная колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при бурении скважины до намеченных глубин, а эксплуатационная колонна -- для разобщения продуктивных горизонтов от всех остальных пород и обеспечения канала надежной гидравлической связи продуктивных отложений с дневной поверхностью. Для защиты эксплуатационной колонны от разрушения и обеспечения технологии извлечения флюида в ней устанавливается колонна фонтанных (насосно-компрессорных) труб с комплектом забойного оборудования.

Рис. 3.1. Конструкция скважины: а) 1-направление Д=324мм., 2-кондуктор Д-245мм., 3-эксплуатационная колонна Д=168(146)мм.; б) 1-направление Д=426мм., 2-кондуктор Д-324мм.,; 3 -техническая колонна Д=245мм.,; 4-эксплуатационная колонна Д=168(146)мм; в) 1-направление Д=426мм., 2- кондуктор Д-324мм.,; 3- техническая колонна Д=245мм.,; 4- эксплуатационная колонна Д=168(146)мм., 5-хвостовик Д=114мм.



Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

1) сплошные, перекрывающие весь ствол скважины от забоя до её устья независимо от крепления предыдущего интервала;

2) хвостовики для крепления только незакрепленного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

3) промежуточные для перекрытия интервалов осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Диаметр эксплуатационной колонны принимают, как правило, 146 или 168 мм и реже 219 или 273.

Конструкция скважины показана на рис 3.1.

3.2 Сущность гидроразрыва пласта

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

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

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

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

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

Повышение продуктивности пласта: до начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности. Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

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

2)Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

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

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

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

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта:

Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

Вторжение в пласт фильтрата цемента.

Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

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

Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

Закупоривание пласта природными глинами.

Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

Отложения солей в пласте или перфорации.

Образование или закачка эмульсии в пласт.

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

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

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

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

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

Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низкопроницаемых (до 10мд) пластах создается высоко-проницаемый канал (100-1000дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально.

Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

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

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

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

3.3 Подземное оборудование скважин при проведении ГРП

Для проведения ГРП используется следующее подземное оборудование, в комплекте:

колонна труб НКТ;

шаблоны (до 3-х штук);

пакер (OMEGAMATIK);

скрепер для очистки интервала посадки пакера;

перо-воронка.

Колонна труб НКТ собрана, как правило, из труб иностранного производства.

Наружный диаметр трубы-88,9мм;

Внутренний диаметр трубы-76мм;

Длинна трубы-10м,

Вес (с невысаженными концами)-13,8кг/м;

Максимальное давление-72МПа;

Усилие разрыва-578,8кН.

Пакер при гидроразрыве используют для разобщения фильтрационной зоны ствола скважины и её верхней части, чем предупреждается порыв эксплуатационной колонны при давлении ГРП, превышающим допустимые для колонны значения. Технические характеристики пакера приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1.Технические характеристики пакера.

Показатели	OMEGAMATIK
Наружный диаметр, мм	123,8
Рабочее давление, МПа	50
Присоединительная резьба, мм	88,9
Диаметр эксп. колонны, мм	146
Длинна пакера, м	1,506
Скважинная среда	Нефть, газ, газоконденсат, пластовая вода

Пакер OMEGAMATIK имеет два якоря, механический и гидравлический. Посадка пакера осуществляется после его спуска на НКТ в зону, определённую геологическим отделом, критериями для этого являются качество цементного кольца и максимально близкое расстояние пера-воронки от зоны перфорации (но не в зоне), и замены скважинной жидкости на дизельное топливо или нефть. При посадке пакера подвеску медленно поднимают вверх (не более 1,2м) и вращением на 0,5 оборота по или против часовой стрелке (в зависимости от направления резьбы труб), затем опускают вниз при этом срабатывает механический якорь, на колонну нагружают 50% веса подвески, при этом уплотнительные резиновые кольца на нём сжимаются и герметизируют колонну. Срыв пакера происходит в обратном порядке. После посадки пакера проверяют его на герметичность, создавая давление в 120 атм. в затрубном пространстве и наблюдая в течение 30-40 минут за его изменением по манометру на трубках и в затрубе, при этом герметичность должна быть 100%.

Гидравлический якорь заякоревается во время работы при наличии перепада давления в НКТ и затрубе. Перед посадкой пакера интервал его посадки очищают скрепером. Шаблоны служат для проверки проходимости колонны перед спуском пакера.

На рисунке 3.2. приведен чертеж пакера.

Рис 3.2. Съёмный пакер Omegamatik

3.4 Устьевое оборудование скважин при проведении ГРП

Фонтанная арматура является надежным средством оснащения технологических процессов на нефтегазопромыслах в умеренных и холодных климатических условиях и предназначены для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды.

Арматуры оснащаются надежными, легкоуправляемыми и высокогерметичными запорно-регулирующими и отсечными устройствами.

Рис.3.3. Устьевое оборудование для проведения ГРП

Фонтанные арматуры изготавливают по ГОСТ 13846-84 по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

-рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа);

-схеме исполнения (восемь схем);

-числу спускаемых в скважину рядов труб (один два концентричных ряда труб);

- конструкции запорных устройств;

-размерам проходного сечения по стволу скважины (50 - 150 мм) и боковым отводам (50 - 100 мм).

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

На рисунке 3.3 приведена схема устьевого оборудование для проведения ГРП.

3.5 Наземное оборудование применяемое при ГРП

В комплекс наземного оборудования применяемого при ГРП входит:

Оборудование капитального ремонта скважин. Прежде, чем провести процесс гидроразрыва, необходимо подготовить скважину. Для этих целей существуют несколько бригад КРС. В их задачи входят спускоподъемные операции, изоляция обводнившихся пропластков (если таковые есть), если необходимо, изоляция отдельных пластов, установка пакера для изоляции затрубного пространства. При всех этих операциях используется оборудование, применяемое любой бригадой по капитальному ремонту скважин, как, например: агрегат А-50, и т.д.

Насосный агрегат - служит для транспорта проппанта, жидкости разрыва, создания давления в нагнетательной линии, а также на преодоление сил трения при транспортировке в скважину жидкости разрыва и проппанта.

Смеситель (блендер) - предназначен для перекачки различных жидкостей при высоких подачах (8->10 м3/мин) и постоянном давлении. Эти характеристики весьма важны для работ по гидроразрыву, для которых и была разработана конструкция смесителя. Смеситель подает жидкость под сравнительно низким давлением, приблизительно 700 кПа, к насосным агрегатам, которые закачивают жидкость под значительно более высоким давлением до 70 МПа. Смеситель обеспечивает дополнительно возможность добавлять химреагенты и проппант в процессе работы при концентрации песчанно-жидкостной пульпы до 2400 кг/м3. Без смесителя было бы очень сложно, даже невозможно, достижение такой комбинации скорости подачи и концентрации проппанта. Кроме того, смеситель может производить откачку обратно в емкость, откуда поступает жидкость, что позволяет готовить жидкости до их подачи на насосы высокого давления.

Песковоз - предназначен для погрузки проппанта, доставки проппанта к месту проведения ГРП, дозирования песка в растворе ГРП посредством ленты конвейера для подачи песка. Устройство установлено на шасси грузового автомобиля и оборудовано емкостью для песка и системой подачи песка для его разгрузки из емкости для песка в емкость смесителя. Конвейер приводится в действие гидравлическим способом и контролируется электроникой.

Автомобиль для перевозки химических реагентов. Служит для доставки, закачки химреагентов к скважине, а также дизельного топлива для заправки техники. Он также служит инструменталкой для небольших, особо важных на месторождении запчастей.

Передвижная станция "Йокогава". Предназначена для регистрации всех параметров ГРП, когда происходит этот процесс. Таковыми параметрами служат: давление в нагнетательной линии, давление в затрубном пространстве, подача проппанта, суммарное количество закаченного проппанта, подачи жидкости.

Трубовоз ГРП. Назначение трубовоза ГРП - перевозка труб, молотков инструмента и приспособлений, а также частей насоса. В дополнении к специальному устройству платформы для перевозки металлических изделий, на трубовозе находится кран. Этот кран используется для погрузки песка и установки манифольда и др.

Система регулирования подачи песка. Эта система разработана для регулирования скорости подачи песка в ленточных конвейерных системах путем автоматического изменения выходного сигнала, выдаваемого на гидравлическое управляющее устройство конвейера. Данная система предоставит оператору следующие возможности: ручное регулирование скорости подачи песка (кг/мин); автоматическая установка концентрации песка (кг/м3); или программирование и выполнение серий стадий, включая наклонную стадию. Для дальнейшего управления предусмотрен аварийный режим регулирования, который непосредственно управляет контроллером гидравлического конвейера, не требуя никакого сигнала обратной связи от скорости. Программное обеспечение этой системы является частью серии микроконтроллеров. Они включают в себя следующие системы: регулирование подачи песка, управление уровнем, управление жидкими добавками, управление сухими добавками и перемешивание с постоянной плотностью. Все программное обеспечение, разработанное для контроллеров, представляет собой систему сбора данных и управления в реальном режиме времени. Главный управляющий алгоритм для системы регулирования подачи песка - это прямое пропорциональное регулирование. Алгоритм использует величину погрешности между текущей скоростью подачи песка и требуемой скоростью для определения поправки на выходе для гидравлического контроллера конвейера.

Также для проведения ГРП используется различное оборудование, такое как, линия высокого давления - для связи смесителя, насосных агрегатов со скважиной, специальное НКТ, пакер, буллиты для хранения воды, и т.д. Схема расстановки оборудования приведена на рисунке 3.4

Технические характеристики оборудования

Для спускоподъемных операций при ГРП применяются отечественный подъёмник А-50У или канадский KREMKO-K980. Они предназначены для спускоподъемных операций с бурильными и насосно-компрессорными трубами, для разбуривания цементных стаканов, для ловильных работ и т. п. Технические характеристики представлены в таблице 3.1.



Рис.3.4. Схема расстановки оборудования: 1. Емкости ГРП V=50 мЗ; 2. Песковоз; 3. Блендер; 4. Насосные агрегаты; 5. Станция управления; 6. Пожарная машина; 7. Насосный агрегат ЦА-320; 8. Манифольд; 9. Скважина; 10. А-50; 11. Приемные мостки

Таблица 3.1. Технические характеристики самоходных подъёмных установок А-50У и KREMKO-K980.

Показатели	А-50У	KREMKO-K980
Автошасси монтажная база	Краз-257	KREMKO-K980
Тяговый двигатель, марки	ЯМЗ-238-дизель	6В92ТА-дизель
Мощность	176 Квт	355 л.с.
Трансмиссия, марки	-	Alison, SLT5861
Число скоростей	4	5
Параметры вышки:
высота, м	22,4	31,4
нагрузка, т	50	96,4
Лебёдка:	Однобарабанная	Двухбарабанная
мощность (тяговое усилие)	125 Кн	320-470 л.с.
скоростей подъёма	4	5
Максимальная глубина ремонтируемой скважины, м	2300	4260
Масса установки, т	22,6	33,6



Для нагнетания жидких сред при гидроразрыве применяют самоходную и прицепную насосные установки. Технические характеристики насосных агрегатов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Технические характеристики насосных агрегатов.

Показатели	Самоходный агрегат	Прицепной агрегат
Автошасси(тягач):
монтажная база	Kenworth	Kenworth
грузоподъёмность, т	18	18
скорость передвижения, км/ч	110	110
тяговый двигатель	3406-дизель	3406-дизель
номинальная мощность	400 л.с.	400 л.с.
Силовой агрегат:
тип двигателя	Детроит-349-дизель	Детроит-49-дизель
Насос:
тип насоса	Техасо-Мерора 68	Техасо-Мерора 68
наибольшая подача, м3/мин	1,1	1,5
максимальное давление	100Мпа	100МПа
диаметры плунжеров	3-6 дюймов	3-6 дюймов
Масса агрегата, т	30	22,1

Для транспортировки проппанта, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи её на приём насосных установок применяют песковоз канадского производства. Технические характеристики песконосителя и песковоза представлены в таблице 3.3.

Подача проппанта в смеситель (блендер) производится через окна, расположенные в верхней части бункера. Перемешивание производится при помощи штока, затем песчаная смесь с помощью насоса подаётся к насосным агрегатам. Управление пескосмесителем полностью автоматизировано и осуществляется из кабины автомобиля.



Таблица 3.3. Технические характеристики пескосмесителя и песковоза.

Наименование
Пескосмеситель прицепной:
тягач	Краз-255
силовой агрегат	Детройт 12vt1-дизель
Двигатель:
мощность, л.с.	350
Насос:
тип насоса	центробежный
производительность, м3/мин	18(2шт)
Число подключаемых насосных агрегатов	14
Число подключаемых ёмкостей для замешивания	6
Песковоз:
Монтажная база	Kenworth
Ёмкость бункера, т	25
Наибольшая скорость передвижения, км/ч	110
Двигатель:	3406-дизель
номинальная мощность, л.с.	400
Скорость подачи песка транспортёром, кг/мин	300-5000

Пескосмеситель- агрегат состоит из бункера, пневмовибраторов, рабочего и загрузочного шнека, регулятора выдачи сыпучего материала, смесителя, представляющего собой цилиндрическую ёмкость с коническим днищем и лопаткой мешалкой, раздаточного и приёмного коллекторов, а так же центробежного пескового насоса. С помощью рабочего шнека песок подаётся из отсеков бункера в смеситель для приготовления смеси. Шнек загрузочный составной во время переезда отводится в сторону и крепится к монтажной раме. На коничесом днище бункера предусмотрены два пневмовибратора, приводимые от пневмосистемы автомобиля, улучшающих условия поступления проппанта в рабочий шнек. Осматриваются и очищаются через люки в крышке, которые снабжены металлическими решётками, препятствующих попаданию в бункер крупных твёрдых включений. Смеситель, ёмкость с лопастной мешалкой и поплавковым указателем уровня. Готовая песчаная смесь из смесителя отбирается песковым насосом, установленном на раме агрегата и подаётся к насосным установкам. Привод узлов осуществляется от талевого двигателя автомобиля. Для привода шнеков, а так же лопастных мешалок применяются передачи с гидромоторами типа Г15-23. Управление осуществляется одним оператором с пульта, расположенного в кабине автомобиля.

Компьютерный центр.

Применяется для управления и контроля процесса ГРП. Компьютерный центр оснащён графопостроителем, принтером, двумя дисплеями, отражающие в цифровом и графическом виде параметры разрыва.

Для поддержания давления в затрубном пространстве в течение всего процесса ГРП порядка 10-12 МПа, с целью снижения разности давлений на пакере, используют цементировочный агрегат ЦА-320. Технические характеристики ЦА-320 приведены в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Технические характеристики ЦА-320.

Наименование
Автошасси:
монтажная база	Краз-257
Насос типа	9ГМ
длинна хода поршня, мм	250
диаметр цилиндра, мм	100
производительность насоса при коэффициэнте наполнения 0,92, м3/час:
1-я скорость	2,42
2-я скорость	4,15
3-я скорость	8,5
4-я скорость	13,4
давление на выкиде:
1-я скорость	320
2-я скорость	205
3-я скорость	100
4-я скорость	63

Автоцистерну при гидроразрыве используют для транспортировки неагрессивных жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки. Обычно используют автоцистерны АЦ-10 и прицеп-цистерны ПЦ-8-8350. Технические характеристики автоцистерны и прицеп-цистерны приведены в таблицах 3.5. и 3.6.

Таблица 3.5. Технические характеристики АЦ-10.

Наименование
Автошасси:
монтажная база	Краз-53212
Вместительность цистерны, м3	10
Наибольшая масса транспортируемой жидкости, т	9
Насос:
тип	к 45/55
подача, л/сек	12,5
давление нагнетания, Мпа	0,55
потребляемая мощность, кВт	12,5
Габаритные размеры, м	8,33х2,5х2,82
Масса, кг	9420

Таблица 3.6 Технические характеристики ПЦ-8-8350.

Наименование
Монтажная база прицеп	КГБ-8350
Вместительность цистерны, м3	8,3
Наибольшая масса транспортируемой жидкости, т	8
Габаритные размеры, м	8,3х2,5х3,05
Масса (без груза), кг	5025

Помимо автоцистерны и прицеп-цистерны, для проведения ГРП используются стандартные ёмкости объёмом 50 мі, транспортируемые с помощью булитовоза на базе автомобиля KENWORTH, он способен с помощью лебёдки, самостоятельно брать на себя, перевозить и устанавливать на новом месте ёмкости.

Блок манифольда.

Блоки манифольда предназначены для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием. Применение блока манифольда при ГРП сокращает время монтажа и демонтажа коммуникаций обвязки установок между собой и устьевой головкой, а так же значительно сокращает эту работу.

Блок манифольда собран из труб длинной 2 фута (1фут=0,304м), 4 фута и 10 футов.

Внутренний диаметр-60мм;

Толщина стенки трубы-12мм;

Рабочее давление 100МПа.

Эти трубы имеют на концах быстросъёмные соединения для соединения их в линию.

Так же блок манифольда состоит из тройников, переводников двух и трёхшарнирных, обратных клапанов, предохранительного клапана, контрольно-измерительных приборов (манометров).

При подготовке скважины к ГРП она оборудуется специальной арматурой. Эта арматура крепится на колонный фланец, оборудована крановой задвижкой и рассчитана на рабочее давление 100МПа. Арматура используется для обвязки устья скважины с насосными установками при ГРП, позволяет спускать или поднимать насосно-компрессорные трубы с муфтами без нарушения герметизации устья скважины.

3.6 Жидкости и материалы, применяемые при ГРП

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе

Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе.

1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент - вода намного дешевле, чем нефть, конденсат, метанол и кислота.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы; следовательно, они не взрывоопасны.

Жидкости на водной основе легко доступны.

Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Линейные жидкости разрыва. Необходимость загущения воды чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант), уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена - гуаровый клей - это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованы в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем, которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается, связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м3 гуарового соединителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х, начале 1970-х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработано новое поколение соединителей. Полимерные молекулы соединителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретизирует, что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления, или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущеюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давление, увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

Замедляющие соединительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время, чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено, чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дисперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описаны ниже:

1.Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2.Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

Соединительные системы имеют лучшею термостабильность.

Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе

Самый простой на нефтяной основе гель разрыва возможен сегодня это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшала более сырые нефти и увеличивала термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127°C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаровзрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

Жидкости на спиртовой основе

Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях, как и солевые жидкости разрыва в течение многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры, включая гидроксипропилцеллюлозу и гидроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Эмульсионные жидкости разрыва

Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет, даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и продана. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19$ - 31$ за м3. Использование эмульсий типа "нефть в воде" направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва: Жидкости на основе пен, Энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

Измерение вязкости.

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

Скорость сдвига при стандартный оборотах вискозимитра показана в таблице 3.7.

Таблица 3.7. Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра

Обороты вискозиметра	Скорость сдвига
100	170
200	341
300	511
600	1022



Скорость сдвига при 100 об/мин (170 сек-1) моделирует вязкость жидкости в трещине разрыва. Показания вискозиметра Фанна при 300 об/мин соответствует вязкости 511 сек-1. Воронку Марша применяют для измерения вязкости в полевых условиях. Время истечения из воронки 500 мл жидкости называется показателем воронки Марша.

Регулирование фильтруемости.

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

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

Несущая способность по проппанту.

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

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

Трение.

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

Безопасность.

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

Удаление и определение количества жидкости.

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

Расклинивающие материалы (проппанты).

Проппанты и расклинивание трещин разрыва.

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

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее используемые размеры проппантов (таблица 3.8).

Таблица 3.8.

Размер сит	Предельные размеры частиц (мм)
100	0,150
40-60	0,419-0,250
20-40	0,841-0,419
12-20	1,679-0,841
8-12	2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов.

1) Размеры и однородность

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

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

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

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

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике

Американского Нефтяного Института (API RP 56) .

2) Прочность

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

3) Термохимическая стабильность

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

4) Стоимость

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

Испытание на проницаемость.

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

Долговременная проницаемость.

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

Типы проппантов.

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

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

1) Керамические проппанты

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

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

2) Керамики промежуточной плотности

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

3) Керамики низкой плотности

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



Заключение

В данном дипломном проекте приведена геолого-физическая характеристика Варьёганского месторождения. Основными продуктивными пластами являются БВ₈^0-1, БВ₈², БВ₉, БВ₁₀, ЮВ₁¹, ЮВ₁². Рассмотрены характеристики отложений, свойства и состав пластовых жидкостей и газа. Также представлен анализ показателей разработки и дана характеристика фонда скважин.

В результате анализа применения гидравлического разрыва пласта в ОАО «Варьёганнефть» в условиях Варьёганского месторождения сделан вывод, что метод является наиболее эффективным, дополнительная добыча нефти от применения ГРП в течение 2001-2005гг составила 922,3 тыс.т., в пересчете на 1 скв. - 2,39 тыс. т. В процессе работы проведен анализ эффективности гидравлического разрыва пласта по объектам БВ₈^0-1 и БВ₁₀. За рассматриваемый период дополнительная добыча нефти по данным

ОАО «Варьеганнефть» от проведения ГРП на объектах БВ₈⁰ и БВ₈¹ составила 344,98 тыс. т, в пересчете на 1 скважину - 2,78 тыс. т. За период 2003-2005г. дополнительная добыча нефти из пласта БВ₁₀, по данным ОАО «Варьеганнефть», - 167,18 тыс. т, что составляет 17,4% от общей добычи за рассматриваемый период. Дополнительная добыча нефти в пересчете на 1 скважину в среднем составляет 2,0 тыс. т. за анализируемый период. Сделан технологический расчет необходимого количества жидкости разрыва, жидкости-песконосителя и песка для проведения гидравлического разрыва пласта.

...