Технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОЛЛЕДЖ ИМЕНИ Ю.Г. ЭРВЬЕ

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: Бурение нефтяных и газовых скважин

На тему: Технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении

Выполнил: Д.А. Токарев

ГруппаБСт 11-(11)

Специальность130003

Руководитель: А.В. Кед

2014 г.

Содержание

Введение

1. Общая часть

2. Техническая часть

2.1 Анализ проблем и применяемых технологий гидравлического разрыва пласта

2.2 Выбор технологии ремонта скважин

2.3 Промывка скважины после ГРП

2.4 Сущность метода кислотной обработки трещин

2.5 Освоение и сдача скважины после ГРП

3. Экономическая часть

3.1 Расчет экономической эффективности проектируемого комплекса мероприятий

4. Обеспечение промышленной безопасности

4.1 Общие требования к применению технических устройств и инструментов

4.2 Основные опасности и вредности при эксплуатации месторождений

4.3 Производственное освещение

4.4 Средства индивидуальной и коллективной защиты

4.5 Противопожарные требования и средства пожаротушения

4.6 План практических действий для бригад освоения (испытания) и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов

Заключение

Список литературы

Введение

Распространенной и успешной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, является технология гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В частности для интенсификации притока нефти к забою скважин применяют гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.

Актуальность темы обусловлена тем, что в мировой практике газонефтедобычи для интенсификации притока флюидов в скважинах, вскрывающих низкопроницаемые продуктивныепласты, распространение получил способ направленного гидравлического разрыва пласта (ГРП). При его проведении в призабойной зоне пласта (ПЗП) образуется разветвленная система дренирования за счет раскрытия естественных микротрещин и создания вертикальной трещины большой протяженности.

Цель дипломного проекта: Выявить особенности технологии направленного гидроразрыва пласта.

Задачи:

1. Охарактеризовать оборудование и технологические жидкости используемые для НГРП.

2. Выявить проблемы возникающие при проведении гидроразрыва пласта.

3. Сравнить параметры работы обычного ГРП и ГРП с применением технологии J-FRAC.

1. Общая часть

Солкинское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 200 км к северу от г.Сургута. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения разведочной скважины 155, которая испытывалась на пласты АС₈, АС₉ и АС₁₀. Ближайшим наиболее крупным из эксплуатируемых месторождений является Тевлинско-Русскинское.

Солкинское месторождение расположено в пределах Быстринского, Новобыстринского и Яунлорского лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО «Сургутнефтегаз».

Данные о районе проведения работ представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Географо-экономические условия ведения работ

Наименование	Географо-экономические условия
Сведения о рельефе, заболоченности, степени расчлененности и абсолютных отметках, сейсмичности района	В геоморфологическом отношении район представляет собой слабопересеченную равнину. Болота и озера занимают большую часть площади месторождения. Болота не проходимые, замерзают лишь к середине января. С удалением на север площадь болот увеличивается, и они переходят в сплошные озера. Отметки рельефа местности +33 +98 м над уровнем моря. Сейсмически спокойный район.
Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур	Среднемесячные температуры: -25,0 °С для января, для самого холодного месяца (минус 56 °С), +19,5 °С - для июля, самого теплого (плюс 35 °С). Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Среднегодовая температуры почвы -3,1°С. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное. В целом климат района типичен для зоны тайги.
Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур	Среднемесячные температуры: -25,0 °С для января, для самого холодного месяца (минус 56 °С), +19,5 °С - для июля, самого теплого (плюс 35 °С). Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Среднегодовая температуры почвы -3,1°С. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное. В целом климат района типичен для зоны тайги.
Количество осадков	Среднегодовое количество осадков составляет 500-550 мм (75 % приходится на теплое время года)
Преобладающее направление ветров и их сила	Зимой - западное, юго-западное, летом - северное, северо-восточное
Толщина снежного покрова и его распределение	Большая мощность снежного покрова (на водоразделах 0,6м, в поймах 1,5 м)
Геокриологические условия	Территория месторождений расположена в зонах не сплошного распространения мерзлых пород (МП). В зонах распространения МП наблюдается двухслойное строение мерзлоты: верхний (современный) слой залегает на глубине от 10-15 м до 25-40 м; нижний (реликтовый) - от 150 до 230 м. Толщина МП изменяется от 30 до 70 м.
Продолжительность отопительного сезона	257 дней
Растительный и животный мир, наличие заповедников	Согласно геоботаническому районированию Западной Сибири (Ильина, Махно, 1976) территория Солкинского месторождения расположена в подзоне средней тайги. В ландшафтной структуре территории преобладают болота (60 %), среди них доминируют озерково-грядово-мочажинные и грядово-мочажинные, местами встречаются верховые болота. Сосновые леса занимают 18,7 % площади лицензионного участка, кедровые - 2,5 %. На долинно-таежную растительность приходится 8,9 %, производные сообщества - 3,8 %. Крупный, густой лес растет вдоль рек и представлен березой, сосной, елью и кедром. На заболоченных участках - карликовый лес, мхи, лишайники. В соответствии с зоогеографическим районированием Тюменской области (Гашев, 2000) территория Солкинского месторождения располагается в пределах Сургутской зоогеографической провинции. Животный мир территории составляют представители озерно-болотного, лесного и пойменно-долинного фаунистических комплексов. В видовом и численном отношении доминируют птицы. Объектами охотничьего промыслового являются ондатра, зайцы, лиса, белка, в летнее время - водоплавающие птицы.
Ведущие отрасли народного хозяйства	Основными отраслями народного хозяйства, в которых занято коренное население, являются лесозаготовки, охота, рыболовство, животноводство, а также предприятия нефтяной промышленности.
Наличие материально-технических баз	Месторождение находятся в районе с развитой производственной инфраструктурой, центр г. Сургут
Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводы	Действующие нефте- и газопроводы, а также ЛЭП
Источники тепла и электроснабжения	В г.Сургуте построена крупнейшая в Западной Сибири ГРЭС, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.
Вид связи	Радиосвязь, сотовая и стационарная связь.
Пути сообщения. Наличие аэродромов, ж/д, станций, речных пристаней, портов; расстояние от них до места работ	Сообщение с объектом работ осуществляется воздушным транспортом (вертолетом), а также наземным (вездеходом и автомашинами). В г.Сургуте имеется большой аэропорт и речной порт, Сургут является станцией на железной дороге Тюмень-Уренгой.
Условия перевозки вахт	Воздушный и автомобильный транспорт
Данные по другим полезным ископаемым, а также по обеспеченности строительными материалами	Открыты месторождения строительных песков, песчано-гравийной смеси. Важным строительным материалом является лес.

разрыв пласт скважина трещина

2. Техническая часть

2.1 Анализ проблем и применяемых технологий гидравлического разрыва пласта

В рамках Солкинского месторождения основным объектом применения технологии ГРП являются пласты группы АС₉.

Технология ГРП опробована практически для всех отложений Западной Сибири, начиная от верхнемеловых до юрских отложений. Кратность увеличения дебитов изменяется от единиц до десятков раз.

Несмотря на то, что в целом главная задача - увеличение дебита по нефти после ГРП - решена, успешность производства работ различна и зависит от многих факторов, как геологических, так и технологических.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в таблице 2.1 При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

Таблица 2.1 Оптимальная полудлина трещины (L) в зависимости от проницаемости пласта (k).

k?10-3, мкм2	100	10	1	0,5	0,1	0,05
L, м	40-65	50-90	100 -190	135-250	250-415	320-500

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

Как известно геологическая среда повсеместно находится в напряженном состоянии, которое влияет на характеристики продуктивных пластов и на условия ведения работ на месторождениях. С целью определения влияния зенитного угла, ствола скважины в интервале продуктивного пласта, на напряжение возникающие в геологической среде, при произведении гидравлического разрыва пласта, авторами проведен анализ промысловых данных по ряду месторождений Западной Сибири. Промысловый анализ позволил выявить влияние зенитного угла на градиент разрыва пласта, на основании которого можно утверждать, что достичь разрыва пласта в скважинах с большим зенитным углом, и последующим его увеличением до определенного значения, можно при меньшем давлении разрыва. При этом с увеличением зенитного угла ствола (до определенного значения) наклонной скважины удельные дебиты нефти увеличиваются.

Анализ забойного давления при проведении гидравлического разрыва пласта на девяти скважинах Солкинского месторождения позволил определить градиент давления разрыва горной породы в интервале эксплуатационного объекта, средняя величина которого составила 0,0151МПа/м (0,0126-0,0168) МПа. Отмечается влияние отклонения скважины от вертикали на градиент разрыва. На активных тектонических площадях, или в зонах с высокой сбросовой активностью, градиент давления разрыва пород на 20% меньше, чем в нормальных геологических условиях.

Промысловый анализ проведенных гидравлических разрывов пласта на месторождениях Западной Сибири выявил влияние зенитного угла на градиент давления разрыва, достичь разрыва пласта в скважинах с большим зенитным углом можно при меньшем давлении, однако создать качественную трещину будет проблематично из-за меньшего давления, затрачиваемого на развитие трещины.

Известно, что главным фактором, влияющий на конечный результат операции по гидравлическому разрыву - это сохранение максимальной раскрытости трещины. Для того, чтобы поддержать, созданную трещинную проницаемость, применяется расклинивающий агент. Расклинивающий агент должен обеспечивать и поддерживать, созданные фильтрационные каналы с высокой проницаемостью для притока жидкости из пласта в ствол скважины.

На частицы пропана действует напряжение закрытия трещины (горное давление). В результате этого некоторые из частиц могут быть раздавлены или же, в глинизированном пласте вдавливаются в породу. На степень раздавливания или вдавливания влияют:

- прочность и размер проппанта;

- глинистость пласта;

- напряжение закрытия, прилагаемое к слою проппанта.

Если частицы раздавливаются или вдавливаются в породу, пропускная способность трещины будет уменьшаться и может снизиться настолько, что проницаемость слоя проппанта и проницаемость породы коллектора не будут различаться и эффект от ГРП прекратится, по причине потери проводимости трещины.

Однако с другой стороны на длину полутрещины существенное влияние оказывает процесс оседания частиц проппанта на основание искусственно созданной трещины, в момент закачивания жидкости-песконосителя. После того как частицы достигают основания трещины, они не продвигаются дальше в трещину, а образуют устойчивый пласт проппанта. Наибольшее расстояние по длине трещины, которое может пройти проппант при данных условиях называют «интервал перемещения».

Таким образом, при проектировании гидравлического разрыва пласта, необходимо учитывать не только прочностные характеристики конструкции скважин, высокое качество технологических параметров, но и зенитной угол входа ствола скважины-кандидата в продуктивном пласте.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

На территории Западной Сибири разработаны и применяются следующие технологии проведения гидравлического разрыва пласта.

Выбор скважин-кандидатов для проведения очередных ГРП выполняется на основании основе критериев предварительного выбора (Таблица 2.2)

Достижение равномерной выработки запасов нефти из прослоев с резко различающимися ФЕС возможно при селективном воздействии на них со стороны добывающих и нагнетательных скважин. В вертикальных и наклонных скважинах наиболее активным способом интенсификации дренирования отдельных низкопроницаемых прослоев является создание в них трещин ГРП, обеспечивающих устранение негативного влияния «скин-фактора» и увеличение приведенного радиуса скважин.

Таблица 2.2 Перечень применяемых технологии ГРП и их краткое описание

Наименование технологии	Краткое описание операций	Область применения
1 Стандартный ГРП	Нагнетание в пласт геля с увеличивающимся во времени расходом до разрыва пласта, развитие трещины при постоянном режиме нагнетания геля (2-5 м3/мин), заполнение трещины проппантом при повышении во времени его концентрации в геле (до 1500 кг/м3) общей массой до 50 т	Продуктивные пласты толщиной до 15 м с проницаемостью более 40 мд и малой расчлененностью с экранами большой (более 10 м) толщины;
2 Повторный ГРП	Применяется наиболее соответствующая объекту технология ГРП	Скважины, в которых целесообразна корректировка геометрических размеров и проводимости ранее созданных трещин
3 Больше объемный (массированный) ГРП	Стандартный ГРП с большим расходом проппанта (более 100 т); выполняется с предварительной дополнительной перфорацией и кислотной обработкой ПЗП.	Продуктивные пласты толщиной более 15 м с проницаемостью не более 40,8 мкм2 и большой расчлененностью (толщина глинистых пропластков не более 4 м) с экранами большой (более 10 м) толщины;
4 Изоляционный (экраноустанавливающий) ГРП	Стандартный ГРП с дополнительной закачкой оторочки изолирующего материала перед стадией заполнения трещины проппантом	Продуктивные пласты малой толщиной экранов (менее 3 м), отделяющих от водоносных пластов
5 Объемные ГРП	Нагнетание в пласт геля с увеличивающимся во времени расходом до разрыва пласта, развитие трещины при постоянном режиме нагнетания геля (2-5 м3/мин), заполнение трещины проппантом при повышении во времени его концентрации в геле (до 1500 кг/м3) общей массой от 50 т до 100 т	Продуктивные пласты толщиной до 20 м с проницаемостью менее 40,8 мкм2 и малой расчлененностью с экранами большой (более 10 м) толщины;
6 Многоэтапный ГРП	Последовательное проведение ГРП в пределах подготовленных интервалов пласта. Подготовкой предусматривается временная изоляция всех интервалов пласта (установка пакера, присыпка и т.д.), кроме обрабатываемого	Продуктивные пласты большой мощности (более 20 м) с глинистыми прослоями толщиной более 4 м
7 Селективный ГРП	Стандартный ГРП с инициацией начала разрыва (дополнительная перфорация, ОПЗ, временная изоляция не обрабатываемых интервалов) и развития трещины в пределах заданного интервала пласта	Продуктивные пласты с высокими расчлененностью (глинистые прослои толщиной более 2 м) и неоднородностью ФЕС и нефтенасыщенности
8 Кислотный ГРП	Стандартный ГРП с дополнительной закачкой оторочки концентрированной кислоты перед стадией заполнения трещины проппантом	Карбонатный коллектор
9 ГРП с технологической остановкой	Стандартный ГРП с кратковременной остановкой подачи жидкости разрыва (геля) на стадии развития трещины перед ее заполнением проппантом	Продуктивные пласты толщиной более 20 м с проницаемостью более 40,8 мкм2 и большой расчлененностью с экранами большой (более 10 м) толщины;
10 TSO (TipScreenOut) метод кольцевого экранирования	Стандартный ГРП с кратковременной остановкой подачи жидкости с проппантом, вследствие чего прекращается его внедрение в пласт и создается «песчаная пробка». В дальнейшем режим подачи проппанта выбирается таким образом, чтобы обеспечить намыв проппанта от интервала перфорации до «песчаной пробки»	Продуктивные пласты большой проницаемости (более 100,8 мкм2мД) с толщиной более 15 м с проницаемостью более 40,8 мкм2 и большой расчлененностью с экранами большой (более 10 м) толщины;
11 ГРП с обратным потоком	Применяется для искусственного до уплотнения трещин ГРП	Пласт толщиной более 10 м и экраном менее 3 м с высокой (более 40,8 мкм2) проницаемостью
12 ГРП по технологии InvertoFrac или DivertoFrac	Технология ограничения высоты развития трещины путем создания «пробки» проппанта в нижней или верхней части трещины	Пласт толщиной менее 10 м и экраном менее 3 м с низкой (менее 40,8 мкм2) проницаемостью
13 «Струйный» ГРП	Разрыв пласта осуществляется из каверн в ПЗП, созданных гидроперфоратором, за счет преобразования кинетической энергии струи в энергию давления торможения. Операция производится без посадки пакера при давлении в колоне скважины ниже бокового горного давления. Это дает возможность выполнения многоэтапных ГРП без нарушения структуры ранее созданных трещин. Технология позволяет выполнять многоэтапные ГРП в горизонтальных скважинах с образованием трещин вдоль или поперек ствола	Продуктивные пласты, изолированные экранами от водоносных или газонасыщенных толщ

Поэтому на месторождениях сложного строения большие перспективы имеет селективный ГРП. В вертикальных скважинах он состоит в создании трещин в задаваемых прослоях пласта. В горизонтальных скважинах возможно образование трещины по стволу или серии перпендикулярных стволу трещин, резко увеличивающих эффективность дренирования залежи.

Главной особенностью селективных ГРП в наклонных скважинах является то, что они должны быть инициированы из определенных интервалов пласта и геометрические параметры создаваемых при этом трещин (длина, ширина) определяются предельной высотой трещины. В горизонтальных скважинах принципиальное значение имеет количество и ориентация трещин относительно ствола, а также длина трещин. Селективные ГРП как средство воздействия на участок залежи наиболее эффективны при системном их использовании в добывающих и нагнетательных скважинах в комплексе с методами увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

Традиционное решение этой проблемы в скважинах состоит в изоляции выделенного интервала перфорации скважины и инициация из него развития в пласте трещины определенных параметров (длины, высоты и ширины). Решение этой задачи без осложнений реализуется в скважинах после бурения, когда предварительной перфорацией можно вскрыть выделенный интервал пласта, инициировать из него разрыв и создание в пласте трещины.В ранее эксплуатировавшихся скважинах селективный разрыв интервалов не всегда возможен из-за вскрытия всей толщи пласта перфорацией и связанных с этим сложностей посадки пакера и изоляции кольцевого пространства и т.д. В горизонтальных скважинах проведение селективных ГРП с созданием трещин перпендикулярных стволу при традиционных технологиях проведения ГРП практически невозможно.

Проблема селективных ГРП в горизонтальных и вертикальных скважинах успешно может быть решается при объединении технологий ГПП и ГРП. При этом технология селективного создания трещин состоит в предварительной резке колонны, образовании серии каверн путем проведения ГПП и разрыве пласта из них. При выполнении ГПП энергия давления смеси жидкости и песка в колонне НКТ трансформируется в кинетическую энергию скоростной струи. Инициируемые из серии отверстий перфоратора трещины формируют общую трещину, поэтому путем соответствующего размещения перфорационных отверстий обеспечивается возможность точного позиционирования интервала начала развития трещины.

В горизонтальной скважине при размещении насадок по радиусу перфоратора образуется трещина (рис. 2.1 а), перпендикулярная стволу, а при размещении насадок по длине перфоратора трещина - в плоскости оси ствола (рис. 2.1 б). Это обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации плоскости трещины в плоскости расстановки сопел перфоратора, т.е. создает условия для реализации направленного ГРП.



Рис.2.1 Схема развития трещин ГРП в зависимости от ориентации фильтровой части горизонтальной скважины относительно естественного поля напряжений продуктивного пласта (а - перпендикулярно оси ствола; б - по оси ствола)

В наклонных скважинах в ОАО «Сургутнефтегаз» «направленный» ГРП реализуется в следующем виде. В скважину спускается колонна НКТ с установленными на ее нижнем конце якорем - центратором и модифицированным гидропескоструйным перфоратором ГПП типа АП-6М1. Сопла перфоратора располагаются в плоскости в направлении оси скважины, они попарно ориентированны в разные стороны и разнесены по высоте на расстояние не более 3 диаметров труб НКТ. Общее количество сопел не менее 8, диаметр сопел не менее 6 мм (более 6 диаметров зерен песка, предполагаемого для использования резки колонны и заполнения трещины ГРП). Якорь - центратор устанавливается на 20 -25 м выше верхних отверстий перфорации. Конструкция якоря - центратора во время проведения работ должна обеспечивать жесткую фиксацию сопел относительно обсадной колонны во избежание дрейфа струи при проведении гидроструйной резки.

Поверхностное оборудование монтируется по модифицированной схеме проведения ГРП (Приложение 2), при этом к затрубному пространству подключается насосный агрегат, способный обеспечить в нем поддержание требуемого давления.

В начальный момент производятся замещение жидкости в НКТ на воду или гель, содержащие 50 - 100 кг/м³ кварцевого песка или пропана на кубометр жидкости, при этом начальная скважинная (жидкость глушения в объеме труб НКТ и затрубья) из затрубья сбрасывается в специальную отстойно-сливную емкость. Сбрасываемая жидкость может содержать значительные объемы нефти, которая в последующем ни при каких обстоятельствах не должна попадать в гель.

Затем производится резка стенки колонны и гидроперскоструйная перфорация с циркуляцией жидкости при открытом затрубье, расход жидкости 200 л/мин на одно сопло перфоратора; время резки более 15 мин. В течение резки производится контроль изменения характеристики (отношение расхода к перепаду давления между НКТ и затрубьем Q²/(P_нкт-Р_затр)). Момент прорезки колонны обычно идентифицируется ростом характеристики, вызываемого некоторым поглощением жидкости ГПП через намываемые каверны.

При установке факта резки колонны в скважину подается гель с концентрацией проппанта 200 - 400 кг/м³, расход увеличивается до 2 -2.5 м³/мин, выкид из затрубья штуцируется вручную, при этом давление в затрубье повышается до предельно допустимого значения но не выше 120 % величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта и поддерживается постоянным. Если при предельном давлении в затрубье продолжается циркуляционный сброс жидкости, необходимо увеличить расход и довести устьевое давления до предельно допустимого. Момент разрыва пласта обычно происходит при перекрытой затрубной задвижке и идентифицируется резким увеличением характеристики и снижением давления в затрубье.

С момента разрыва концентрация проппанта в нагнетаемой смеси увеличивается до максимального значения (600 - 700 кг/м³). Если с момента разрыва давление в затрубье устанавливается свыше 80% величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта, то в затрубье агрегатом подается жидкость с расходом 0,2 - 0,4 м³/мин; при давлении в затрубье менее 80 % величины бокового горного давления подкачка не осуществляется.

После закачки расчетного объема смеси геля с проппантом закачивается буфер жидкости глушения в объеме труб НКТ, закачка приостанавливается до снижения давления на устье менее 90% величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта, затем затрубное пространство открывается и производится промывка скважины через НКТ чистой водой и ее остановка.

Основной особенностью проведения «направленного ГРП» в горизонтальной скважине является возможность образования вертикальной трещины вдоль или поперек ствола. Для инициации трещины поперек ствола используется перфоратор с размещением насадок по его радиусу (рис. 2.3) количество отверстий и их диаметр определяется проектным расходом жидкости при проведении гидроразрыва. При необходимости образования трещины вдоль ствола насадки перфоратора располагают в одной плоскости с фазировкой 180 град, в скважине плоскость размещения насадок должна быть ориентирована вертикально.

В скважинах с открытым стволом нет необходимости предварительной резки колонны и связанным с этим требованием фиксации перфоратора. В этом случае вместо якоря можно использовать центратор любой конструкции. В начальный момент производится замещение жидкости глушения в НКТ на гель, при этом начальная скважинная жидкость (жидкость глушения в объеме труб НКТ и затрубья) из затрубья сбрасывается в специальную отдельную емкость.

Сбрасываемая жидкость может содержать значительные объемы нефти, которая в последующем ни при каких обстоятельствах не должна попасть в гель. Затем производится подача геля с проппантом с концентрацией 100 -200 кг/м³ с циркуляцией жидкости при открытом затрубье при расходе 300 л/мин на одно сопло перфоратора в течение 10 мин. В результате достигается гидроперскоструйное образование каверн в стенках ствола. Далее в скважину без изменения расхода подается гель с концентрацией проппанта 200 - 400 кг/м³, выкид из затрубья штуцируется вручную, при этом давление в затрубье повышается до предельно допустимого значения, но не выше величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта и поддерживается постоянным. Если при предельном давлении в затрубье продолжается циркуляционный сброс жидкости, необходимо увеличить расход с увеличением устьевого давления до предельно допустимого. Момент разрыва пласта обычно происходит при перекрытой затрубной задвижке. С момента разрыва концентрация проппанта в нагнетаемой смеси увеличивается до максимального значения (600 - 700 кг/м³). После закачки расчетного объема смеси геля с проппантом закачивается буфер жидкости глушения в объеме труб НКТ, закачка приостанавливается до снижения давления на устье менее 90% величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта, затем затрубье открывается и производится промывка скважины через НКТ чистой водой и ее остановка.

При необходимости образования серии перпендикулярных стволу вертикальных трещин операции производятся в несколько этапов, между которыми перфоратор перемещается до интервала очередной обработки.

Порядок проведения комплекса ГПП+ГРП в скважинах производится:

- выбор скважин для проведения работ;

- обоснование интервала ствола, в котором необходимо создание трещин ГРП;

- определение геометрических параметров создаваемых трещин и оценка степени их влияния на продуктивность прослоев, в пределах которых они созданы;

- проектирование технологии проведения ГПП+ ГРП, разработка плана работ;

- выполнение операций в соответствии с утвержденным планом.

Предварительный выбор объектов-кандидатов для проведения ГПП+ГРП в скважинах осуществляется на основе следующих критериев:

- фактические режимы работы скважин должны быть значительно ниже ожидаемых;

- нефтенасыщенная толщина пласта должна быть не менее 3 м;

- начальная нефтенасыщенность коллекторов пласта должна превышать 55%;

- отношение текущего пластового давления к начальному при проведении ГРП должно быть не менее 0,9.

- состояние цементного камня в заколонном пространстве на 20 м выше и ниже интервала перфорации при наличии водоносных прослоев должно быть хорошего качества;

- в скважине перед выбором интервалов для ГРП должны быть проведены исследования по выделению работающих интервалов и наличию заколонных перетоков;

- толщина перекрывающих и подстилающих глинистых прослоев для выделенного для проведения селективного разрыва интервала пласта должна быть не менее 3 м;

- предельно допустимое давление в колонне должно на 25% превышать величину бокового горного давления планируемых к разрыву пропластков.

Выявление интервалов пласта, в пределах которых необходимо создание трещины ГРП. Выявление этих интервалов в работающих скважинах осуществляется на основе исследования профилей притока, анализа потенциального и фактического дебита скважины, динамики обводнения ее продукции; в скважинах после бурения - на основе интерпретации данных геофизики. Потенциально перспективные для селективного разрыва (ГПП + ГРП) в вертикальных скважинах совокупности нефтенасыщенных пропластков располагаются между глинистыми прослоями и характеризуются средней проницаемостью в 4 и более раз меньшей относительно средней по пласту; в то же время их проводимость должна быть не менее 30% общей проводимости пласта, а содержащиеся в них удельные запасы нефти должны быть не менее 25% от общих запасов.

Технологические режимы комплексной технологии ГПП и ГРП можно разделить на стадии:

- резка колонны и образование каверн в ПЗП (пескоструйная перфорация);

- инициация из каверн трещин и их развитие;

- заполнение трещины ГРП проппантом;

- сжимание и фиксация трещин;

- исследования скважин.

Резка колонны и последующее образование каверн производится при подаче в перфораторы смеси кварцевого песка (проппанта) и воды (концентрация 50 - 100 кг/м³) с расходом 0.2 м³/мин на одно сопло (общий расход не менее 1.5 м3/мин). Резка колонны происходит в течение 15 мин с момента выхода на рабочий режим подачи смеси воды и песка. При высокой приемистости пласта во избежание быстрого поглощения воды резку колонны необходимо проводить с использованием геля.

При проведении работ момент прорезки колонны определяется по изменению гидравлической характеристики.

При сохранении целостности колонны величина гидравлической характеристики не изменяется во времени, с момента начала образования каверны происходит некоторое поглощение технологической жидкости пластом и величина уменьшается.

Наиболее интенсивное развитие каверн происходит в течение 5 мин с момента прорезки колонны, в последующем скорость изменения размеров полости резко уменьшается. В связи с этим рекомендуется ограничивать продолжительность режима образования каверн 5 минутами.

Инициация развития трещины осуществляется по завершению процесса резки колонны и формированию каверн и начинается с постепенного перекрывания КВД на линии сброса жидкости из кольцевого пространства и увеличения давления в затрубье скважины до предельно допустимого значения (давления опрессовки). Процесс разрыва обычно происходит при давлении в затрубном пространстве не выше 120 % величины бокового горного давления Р_б выделенного интервала пласта и также идентифицируется по резкому изменению гидравлической характеристики скважины. При отсутствии признаков разрыва пласта необходимо увеличить режим нагнетания жидкости до предельно возможного (максимального давления нагнетания) с поддержанием в затрубье максимально допустимого давления. Если в течение 5 мин работы не удастся перекрыть сброс жидкости из затрубья (свидетельство отсутствия динамики развития трещины) процесс прекращается, проводится промывка скважины, производится переустановка перфоратора в новом интервале и процесс возобновляется.

После проведения селективного ГРП проводится комплекс геофизических (АКШ в интервале залегания кровли (не менее 15 м) пласта, его продуктивной части и подошвы (не менее 15 м), определение профилей притока термометрией и дебитометрией) и гидродинамических (стационарные и нестационарные режимы) исследований скважин. С момента запуска скважин проводится регулярный, не реже раза в неделю, замер режимов их работы, включая определение дебитов по нефти и жидкости, уровней жидкости, буферного и затрубного давлений.

2.2 Выбор технологии ремонта скважины

В данной работе предлагается проведение направленного ГРП. Перед ГРП необходимо проведение перфорации обсадной колонны. В качестве перфорации предлагается проведение пластической перфорации (фирма НЕККО).

Преимущества пластической перфорации перед проведением ГРП

- Сохранение целостности заколонного цемента выше и ниже интервала перфорации

- Обеспечение условий для легкого доступа углеводородов в ствол скважины

- Сокращение времени на ремонт скважины

- Увеличение эффективности ГРП

- Селективная перфорация скважин, в том числе в горизонтальных стволах

Пластическая перфорацияне оказывает ударного воздействия на эксплуатационную колонну, что позволяет сохранить целостность заколонного цемента выше и ниже интервала обработки, предотвратить заколонные перетоки и как следствие ремонтно-изоляционные работы. Эта особенность позволяет максимально безопасно, «хирургически» вскрывать продуктивные пласты с некачественным состоянием заколонного цемента, с близкорасположенными зонами водо-газо-нефтяного контакта.

Площадь вскрытия 2-х вертикальных щелей на 1 погонном метре обсадной трубы равна по площади вскрытия 254 кумулятивных зарядов диаметром 10 мм, гидромониторные струи перфоратора, сквозь сформированные щели размывают цементное кольцо и прилегающую горную породу, тем самым очищая призабойную зону пласта от загрязнителей намывая каверны глубиной более 600 мм. Соответствующее вскрытие интервала перфорации позволяет на порядок улучшить фильтрационные свойства околоствольной части пласта. Гидромониторный размыв позволяет очистить призабойную зону пластов скважин от остатков бурового раствора, цемента, асфальто-парафиновых отложений, прочих загрязнителей, обеспечивая снижение скин-фактора. В качестве жидкости для намыва каверн может использоваться техническая вода, нефть, кислотные составы, ПАВ.

За один спуск перфоратора в скважину возможно выполнить вскрытие эксплуатационной колонны, очистку призабойной зоны пласта от загрязнителей, закачать в пласт химический состав, извлечь продукты химической реакции, что позволяет существенно сократить время нахождения скважины в ремонте.

Увеличение эффективности ГРП

Пластическая перфорация перфорация может производиться азимутально ориентированной в плоскости стресса пласта, благодаря чему возможно проведение направленного ГРП. Сформированная методом пластической перфорации зона вскрытия эксплуатационной колонны позволяет провести ГРП на на крупной фракции проппанта, высокой концентрации проппанта в геле, на высокой скорости закачки проппанта в пласт, таким образом создать трещину высокой проводимости.

Комплексная пластическая перфорация скважин появилась в начале 21 века. Компанией НЕККО был изобретен щелевой перфоратор с двумя режущими дисками, которые вскрывают колонну методом пластической деформации металла. Перфоратор с твердыми режущими дисками совершает возвратно-поступательные движения. Диски создают механическую нагрузку на обсадную трубу, вызывая усталость металла. При постепенном увеличении давления через некоторое время металлическая стенка трубы деформируется с образованием щелей по линиям механической нагрузки. Давление вскрытия колонны создается гидравлической системой с помощью рабочей жидкости. Одновременно в обсадной колонне образуются две диаметрально расположенные щели. Пластический Перфоратор НЕККО оснащен двумя гидромониторными форсунками через которые можно жидкостью под давлением обрабатывать призабойную зону пласта

Комплексная пластическая перфорация скважин является невзрывной технологией вскрытия обсадных колонн и отвечает современным требованиям эксплуатации скважин.

Перфоратор- прибор цилиндрической формы оснащенный двумя дисками-фрезами, формирующими продольные щели в эксплуатационной колонне скважин, двумя гидромониторными форсунками, расположенными в одной плоскости с дисками-фрезами. Жидкость подаваемая из форсунок производит размыв горной породы в интервале обработки, очистку призабойной зоны пласта от загрязнителей. В перфораторе имеются технологические отверстия, позволяющие проводить закачку химических составов в пласт и освоение скважин (рис. 2.2)

Рис. 2.2 Устройство перфоратора

Для выполнения комплексной пластической перфорации скважин требуется бригада капитального ремонта скважин, включая штатное оборудование и насосный агрегат типа ЦА-320.

Рис. 2.3 Рабочий цикл

Перфоратор спускается в планируемый интервал обработки на насосно-компрессорных трубах и привязывается к геологическому разрезу геофизическими методами ГК+ЛМ (рис. 2.4). Далее, на устье скважины насосный агрегат создает начальное давление 1,0 МПа в линии насосно-компрессорных труб, тем самым Перфоратор приводится в рабочее положение, диски-фрезы прибора прижимаются к эксплуатационной трубе изнутри. При возвратно-поступательном движении лифта НКТ с перфоратором по обрабатываемому интервалу, с постепенном увеличением создаваемого давления в линии НКТ, диски-фрезы продавливают стенки эксплуатационной трубы и выходят за её пределы, формируя продольные диаметрально расположенные щели. В отличие от других схожих технологий при продолжении возвратно-поступательных движений лифта НКТ с Перфоратором по обрабатываемому интервалу, особая рабочая боковая поверхность дисков-фрез оказывает физическое воздействие на кромки сформированных щелей осуществляя их фрезерование, исключая смыкание щели, тем самым достигается высокое качество вскрытия эксплуатационной колонны. Далее гидромониторные струи Перфоратора под высоким давлением 15,0-25,0 МПа размывают цементное кольцо и прилегающую горную породу образуя каверны в призабойной зоне глубиной от 0,6 м в зависимости от геологических особенностей пласта.

При необходимости формирование продольных щелей может быть ориентированным по заданному азимуту. Азимутальное ориентирование осуществляется стандартными геофизическими методами с высокой точностью. В обрабатываемых интервалах скважин могут быть сформированы четыре продольные щели, ориентированные под заданными углами

Эффективность ГРП определяется многими факторами, и одним из них является степень начальной гидродинамической связи скважины с пластом. Чем лучше начальная гидродинамическая связь скважины с приствольной зоной пласта, тем при меньших начальных давлениях протекает процесс гидроразрыва, легче осуществляется проникновение проппанта в трещину разрыва, обеспечиваются условия для безаварийной закачки проппанта в пласт. С точки зрения оптимизации процесса гидроразрыва повышение степени начальной гидродинамической связи скважины с пластом на стадии её подготовки к ГРП является важной научно-инженерной задачей.

Реперфорация скважин перед ГРП кумулятивными зарядами имеет следующие возможности:

1. Заряды ПКО89СМА; ЗПК105СА типа «BigHole» создают входные отверстия в эксплуатируемой колонне диаметром 16-20 мм, однако имеют ограниченную глубину проникновения, что в отдельных случаях обеспечивает слабое сообщение с пластом.

2. Заряды с глубоким проникновением типа ЗПК105С; ЗПКО89СМ имеют значительную глубину проникновения, однако имеют малый проходной диаметр до 11 мм.

3. Применение кумулятивных зарядов, создающих «стандартные» размеры отверстий (11-13 мм), и глубиной проникновения (200 - 700 мм) обосновано при использовании малоразмерных типов проппанта и при высоких фильтрационно-емкостных свойствах коллектора.

Единственным неоспоримым преимуществом реперфорации кумулятивными зарядами на каротажном кабеле являются сравнительно небольшие временные затраты на проведение работ. Весомым недостатком реперфорации кумулятивными зарядами является малая площадь вскрытия и недостаточная площадь канала проникновения в призабойную зону, которая не может гарантировать безаварийное проведение ГРП в случае применения крупной фракции проппанта и в случаях необходимости применения (по дизайну) высоких концентраций и высоких скоростей закачки проппанта. Еще один очевидный недостаток реперфорации кумулятивными зарядами - высокое значение величины ударного воздействия на эксплуатационную колону, которое может привести к разрушению заколонного цемента и развитию трещины гидроразрыва вдоль эксплуатационной колонны и как следствие к снижению эффективности применения дорогостоящей технологии увеличения нефтеотдачи.

Благодаря обширной зоне вскрытия эксплуатационной колонны (равной 34 кумулятивным зарядам с диаметром входного отверстия 30 мм) и намыву каверн в призабойной зоне пласта комплексная пластическая перфорация скважин обеспечивает безаварийную закачку проппанта в пласт. Нарезка парных продольных щелей в эксплуатационной колонне может производиться в среднем по 3 метрам поинтервальным проворотом на заданный угол. Это позволяет вскрыть и обработать продуктивный интервал в нескольких плоскостях и осуществить максимальный охват всех возможных флюидопроводящих каналов, трещин, зон дренирования пласта, а также многократно увеличивает вероятность совмещения вскрытых щелей с направлением естественной трещиноватости пласта.

Нарезка парных продольных щелей в эксплуатационной колонне скважин с намывом каверн в призабойной зоне создает идеальные условия для свободного поступления проппанта за эксплуатационную колонну скважины и формирования качественной трещины гидроразрыва одновременно в двух проекциях, согласно начальному направлению, заданному вскрытыми щелями В течение 2006 года на скважинах одного из недропользователей Западной Сибири отслеживались показатели влияния реперфорации перед гидроразрывом пласта на эффективность геолого-технических мероприятий (ГТМ). Были рассмотрены результаты применения кумулятивной и комплексной пластической перфораций при проведении ГРП. В эксперименте участвовали 124 эксплуатационные скважины одного месторождения и 48 эксплуатационных скважин другого месторождения.

При проведении комплексной пластической перфорации перед проведением ГРП увеличиваются показатели дебита жидкости и нефти после ГРП (при практически одинаковых показателях обводненности). Так, средний прирост по нефти, приходящийся на 1 скважину по первому месторождению после ГРП с применением комплексной пластической перфорации, составил 12,6 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией - 8,11 тонн/сут., что в 1,5 раза меньше. Эффект ГРП с применением комплексной пластической перфорации держится гораздо более продолжительный срок, нежили с применением кумулятивной перфорации.

Как показал анализ второго месторождения, средний прирост нефти, приходящийся на 1 скважину по данному месторождению после ГРП при применении комплексной пластической перфорации, составил 20 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией - 10,5 тонн/сут, что почти в 2 раза меньше.

Многие нефтяные и сервисные компании пытались применять различные технологии по предотвращению прорыва трещин и ограничения их вертикального роста. Большая часть таких попыток успеха не приносила. Компанией Schlumberger разработана и успешно применяется комбинированная технология по контролю за вертикальным ростом трещины. Эта запатентованная технология J-FRAC, применяемая перед основным ГРП, использует избирательную закачку искусственных барьеров, а также специальные системы жидкостей и графики закачки. Показано, что внедрение новой технологии решает проблему контроля высоты трещины в условиях, при которых отмечается риск несдерживаемого роста трещин в ходе ГРП на месторождениях Западной Сибири.

В Западной Сибири, где обычным требованием к ГРП является высокая проводимость трещины -- закачивается проппант крупных размеров (12/18 и крупнее) и средней прочности при технологии (TSO) концевого экранирования [1], рост трещины в высоту тем более является одной из основных причин преждевременных остановок («стопов») при ГРП. Размещение проппанта вне продуктивной зоны при росте трещины, а также его недозакачка из-за преждевременной остановки в свою очередь снижают продуктивность трещины.

Описание технологии J-FRAC. В качестве определения технологии может быть приведено следующее: J-FRAC-технология по улучшенному сдерживанию вертикального роста трещины включает в себя размещение смеси различных твердых и специальных материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера, которая «блокирует» и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров (рис. 2.5).

J-FRAC материал -- это смесь определенного размера твердых частиц подобранных в специальном соотношении для идеальной упаковки и минимальной проницаемости. Последовательность закачки J- FRAC состоит в размещении смеси J- FRAC между стадией буфера и проппантными стадиями основной работы -- с маленькой концентрацией ~ 120 KgPA (~ 1 кг/м³), затем закачивается запланированная работа ГРП. Назначение крупных частиц в смеси -- создать механический мост на глинистых барьерах, а две более мелкие фракции частиц используются для устранения утечек через крупные. Без мелких частиц жидкость (а соответственно, и давление) проходила бы сквозь крупные частицы и продолжала развивать трещину в вертикальном направлении, создавая «зону смыкания», что приводит к прорыву жидкости ГРП из зоны интереса и часто к незамедлительной остановке работы («стопу»). Как правило, последствиями этого являются нежелательная геометрия трещины, дебит скважины ниже запланированного, дополнительные расходы на работы по ЗР ГРП и необходимость в повторных ГРП по пласту.

Рис. 2.4 Идеальная упаковка смеси J-FRAC

На декабрь 2006 г. по Советскому месторождению проведено 36 работ ГРП по технологии J-FRAC. Было проведено сравнение этих 36 работ с 11 ГРП по стандартной технологии. В таблице 2.3 дан анализ осредненного сравнения разных подходов. Как видно, J-FRAC-технология дала меньшие дебиты, чем обычный ГРП.

Таблица 2.3 Информация по дебитам после ГРП

Параметры работы	после ГРП J-FRAC	Обычный ГРП
Средняя обводненность	46%	75%
Средний дебит жидкости	57 м3 /сут	170 м3 /сут
Средний дебит нефти	26 т/сут	31 т/сут

Можно заключить, что средняя скважина после ГРП по технологии J-FRAC имеет: * 4-кратный прирост по дебиту жидкости; * увеличение в 3,2 раза по дебиту нефти; * рост обводненности на 15%; * прирост по дебиту нефти -- 20 т/сут.

Многие скважины получили снижение обводненности после ГРП с технологией J- FRAC, что еще раз подтверждает эффективность метода в предотвращении прорыва трещины.

Возможность проведения экономически выгодных ГРП на пласте (- ах), предрасположенных к неконтролируемому росту трещин, позволили разработчику расширить спектр операций по стимуляции скважин, на которых ни разу не проводился ГРП. Так как количество скважин -- кандидатов на проведение ГРП на старом месторождении в целом постоянно снижается, данный метод становится важным инструментом интенсификации притока скважин и продления экономически выгодного периода эксплуатации месторождения.

2.3 Промывка скважины после ГРП

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка, геля и парафина, осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рис. 2.6

У устья скважины располагают агрегат с колонной труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.

Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

Скорость восходящего потока при работе с НКТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45⁰.

Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта непрерывной трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения.

...