Гидравлический разрыв пласта как эффективный метод восстановления продуктивности скважин

При бурении Ловинского месторождения оказалось, что геологическое строение пластов коллекторов намного сложнее, чем предполагалось ранее. Поэтому только на отдельных участках месторождения оказалось возможным создание раздельных сеток скважин. В результате низкой продуктивности скважин, 48 % нефтяного фонда находятся в консервации и пьезометрическом фонде, т.к. эксплуатация их экономически невыгодна. Выработка пластов происходит неравно, т.к. система разработки месторождения трансформирована.

Для совершенствования системы разработки необходимо:

1. в нефтяных скважинах провести интенсификацию притока нефти, за счёт увеличения продуктивности скважин действующего и переодического фонда находящегося в консервации;

2. в нагнетательных скважинах провести выравнивание профиля приёмистости;

3. применить физико-химические методы с использованием химических реагентов, для более качественного вытеснения нефти водой.

5.2 Методы интенсификации притока нефти в скважинах

Химические методы. Для регулирования охвата пласта заводнением используется восемь технологий закачки: ГОС (гелеобразующие составы на основе жидкого стекла), ССС (сульфатно-содовые смеси), СМК (силикатно-мучные композиции), ВВЭ (вязкие эмульсии) и СПС (сшитые полимеры),

ГОС-Галка (термотропные осадкообразующие составы). Дополнительный прирост нефти, полученный за счет применения химических методов, составил в 2004 году 10% от всей текущей добычи нефти.

Широкое применение современных, уже опробированных МУН, позволяет сдерживать снижение и интенсифицировать добычу нефти. Однако продолжающееся ухудшение условий разработки месторождений, связанные с ростом доли трудноизвлекаемых запасов нефти, требует применения новых и совершенных технологий МУН. С этой целью в 2003 году проведены опытно-промышленные работы по адаптации к геолого-физическим условиям еще по двум новым технологиям - ПЩ (подмыльный щелок) и закачка фосфогипса.

Дополнительная добыча составила около 5 тыс.тн нефти.

Обработки призабойной зоны. В течение 2004 года для воздействия на призабойную зону пласта применялись три основные технологии ОПЗ: кислотно-гидрофобные композиции (смесь глино-кислоты с ИВВ-1) и глино-кислотный состав без добавок ПАВ.

Дополнительный прирост нефти, полученный применением технологий ОПЗ, составил более 5,8% от всей текущей добычи нефти. Кроме этого проведены опытно-промышленные работы с применением гидролизной кислоты.

Предварительные результаты показали высокую эффективность данной технологии, прирост нефти составил 10,8 т/сут.

Гидродинамические методы. В настоящее время используется нестационарное заводнение, а именно - циклическое заводнение с переменой направления фильтрационных потоков. Бурение уплотняющих скважин на старых площадях завершено, форсирование отборов жидкости проводится на единичных скважинах. Дополнительная добыча за счет циклической закачки воды за 2004 год составила более 1,4% от общей добычи по предприятию.

Интенсификация добычи нефти на основе применения энжекторного многофункционального пластоиспытателя ЭМПИ-УГИС

С 2000 года на Ловинском месторождении наряду с традиционными методами освоения скважин (свабирование, компрессирование) в ходе ремонтных работ нашло широкое распространение освоение скважин струйными насосами различных модификаций.

В 2004 году, в тесном сотрудничестве с ЗАО “Геотест”, 38% всех освоений было произведено используя ЭМПИ-УГИС.

Назначение устройства: освоение скважины; интенсификация притока созданием на пласт мгновенных циклических воздействий; гидродинамические исследования скважины в ходе освоения; проведение кислотных обработок призабойной зоны пластов; очистка призабойной зоны пластов.

Состав компоновки ЭМПИ-УГИС: струйный насос, пакер механического действия, сменные вставки.

Принцип действия компоновки ЭМПИ-УГИС: струйный насос приводится в действие нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами ЦА-320, АН-700 и т.п. в НКТ или затрубное пространство с дальнейшим выбросом рабочей жидкости и откачанным пластовым флюидом на поверхность по затрубному пространству или по НКТ. Насос работает в паре с пакером, который устанавливается ниже насоса. Действие насоса (депрессия на пласты) распространяется только на подпакерную зону. По остальному стволу скважины сохраняется первоначальное давление. Сменные вставки компоновки позволяют без дополнительных спуск-подъемов НКТ производить кислотные закачки, своевременно производить откачку из пластов продуктов реакции.

Технологические возможности и преимущества компоновки: мгновенное создание глубокой депрессии; перфорация скважины при заданной депрессии; поддержание заданной депрессии; отбор глубинных проб; регистрация КВД при заданных забойных давлениях; регистрация индикаторных кривых; акустическое воздействие на пласт при заданной депрессии; кислотная обработка в динамическом режиме; направленное ОПЗ; геофизические исследования при заданной депрессии на пласт; очистка ПЗП мгновенным циклическим воздействием; эксплуатация скважины фонтанным способом; отсутствие опасности образования взрывоопасных смесей в скважине.

Физические методы. Гидравлический разрыв пласта является сегодня одним из наиболее эффективных методов интенсификации скважин (более 19 % от всей текущей добычи нефти). На месторождении силами СП “Катконефть” за 8 лет применения произведено ГРП на каждой 4 скважине эксплуатационного фонда. ГРП позволило ввести в эксплуатацию ранее не рентабельные и бездействующие скважины, улучшить состояние разработки месторождений, вовлечь в разработку трудноизвлекаемые запасы нефти.

Наряду с ГРП применяются также и другие методы, основанные на волновом воздействии на пласт - электровоздействие. За 2004 год данным методом дополнительно получено свыше 1 тыс.т нефти.

Гидравлический разрыв пласта.

Гидравлический разрыв пласта - метод механического(физического) воздействия на породу нефтяного пласта давлением нагнетаемой жидкости, достаточным для расширения и развития естественных микротрещин обычно в вертикальных плоскостях, с последующим их заполнением зернистым высокопрочным материалом - проппантом.

Основным показателем технологической эффективности гидроразрыва пласта является повышение продуктивности скважин, что обусловлено уменьшением влияния скин-эффекта и увеличением средней проводимости в результате искусственного создания протяжённого канала высокоё проницаемости.

Увеличение продуктивности скважин после ГРП определяется соотношением проницаемостей пласта и трещины и размерами трещины. Причем продуктивность не возрастает неограниченно с ростом длины трещины. Существует предельное значение длины трещины, превышение которого не приводит к росту дебита жидкости. Определение этой величины может быть осуществлено на основе расчетной методики.

Проницаемость трещины определяется в основном свойствами пропанта. При заданных значениях проницаемостей пласта и трещины можно вычислить кратность увеличения дебита скважины при различных размерах трещины гидроразрыва. Как показывают расчеты, изменение раскрытия трещины

в пределах нескольких миллиметров в большинстве случаев незначительно влияет на продуктивность скважины. Определяющим параметром является полудлина трещины. Зависимости дебита скважины от длины трещины наглядно показывают существование предельной полудлины, превышение которой не дает прироста продуктивности. При определении рекомендуемых размеров трещины для каждого конкретного случая целесообразно построить аналогичные зависимости. Например, при проницаемости пласта порядка 10 мД предельная полудлина трещины составляет приблизительно 50 м, при проницаемости пласта порядка 100 мД эта величина не превышает 10 м. Следует отметить, что эти оценки получены для однородного пласта.

В неоднородном пласте может быть эффективно создание более длинных трещин, особенно если они позволяют подключить к разработке не дренируемые или слабо дренируемые зоны пласта. Для этого в каждом конкретном случае необходим анализ геологического строения пласта. Особенно следует обратить внимание на скважины, оказавшиеся внутри низкопроницаемых включений. В этом случае можно ожидать значительно более высокого эффекта от ГРП, особенно, если низкопроницаемое включение имеет сравнительно небольшие размеры. Особую актуальность в этой ситуации приобретает знание ориентации трещины, поскольку это позволит подобрать размер трещины таким образом, что бы она выходила за пределы включения. Например, расчеты, проведенные для скважины, расположенной внутри низкопроницаемого включения прямоугольной формы размером 100x300 м в элементе пятиточечной системы разработки (проницаемость пласта, включения, трещины соответственно 0,1; 0,001; 80 Д) показали, что если трещина с полудлиной 100 м целиком содержится внутри включения, то дебит скважины после ГРП возрастает приблизительно в 6 раз; а если трещина тех же размеров ориентирована по-другому и на половину своей длины выходит за пределы включения, то дебит возрастает в 11,5 раз.

В случае прерывистых пластов, гидроразрыв позволит подключить к разработке не дренируемые или слабо дренируемые области пласта. В некоторых случаях ГРП в нагнетательных скважинах создаст возможность для заводнения новых пропластков, которые до этого были изолированы от нагнетания.

Определение рекомендуемой длины трещины в условиях неоднородного пласта должно осуществляться на базе детерминированной геологической модели и с учетом реального направления трещины.

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных:

технологических показателей процесса гидроразрыва пласта

увеличение проницаемости призабойной зоны скважины

ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП

При расчете технологических показателей необходимо определить следующие показатели:

1. Давление разрыва.

Допустимое давление на устье скважины (при проведении ГРП без пакера).

3. Объем жидкости разрыва.

Количество расклинивающего материала, концентрация расклинивающего материала в жидкости-носители.

5. Объем жидкости-носителя.

Объем продавочной жидкости.

Общую продолжительность процесса ГРП.

Тип и число необходимых насосных агрегатов.

Особенно актуальны полученные результаты для низкопроницаемого коллектора(менее 10 мД), доля которого в общем объёме значительна - 77 %. Исходя из проведённых исследований можно сделать заключение, что нефть из низкопроницаемого коллектора водой не может быть вытеснена:

при вытеснении нефти водой происходит резкое снижение проницаемости, которая становится равной значению, меньшему границы коллектор-неколлектор;

для продвижения воды требуются большие градиенты давлений, которые в практике разработки месторождения недостижимы.

Следовательно, при реализации традиционной технологии разработки выработка запасов нефти возможна только при применении физико-химических методов, с целью создания оторочки вытесняющей нефть.

5.3 Критерии выбора скважин для ГРП

Комплексный подход к проектированию ГРП требует рассмотрения этой технологии не только, как средства обработки призабойной зоны скважины, но и как элемента системы разработки. В связи с этим при подборе скважин для проведения ГРП рекомендуется следующая последовательность действий при подборе скважин для проведения ГРП.

1. Анализ геолого-физической и промысловой информации; построение детальной геологической модели объекта.

2. Определение ориентации трещин.

3. Расчет оптимальных параметров трещины.

4. Выявление скважин с загрязненной призабойной зоной.

5. Предварительный подбор скважин для ГРП применительно к данному месторождению. При расстановке скважин на новом участке или месторождении необходимо учитывать ориентацию трещин.

6. Создание геолого-математической модели объекта.

7. Расчет базового варианта разработки (без проведения ГРП).

8. Расчет варианта с гидроразрывом во всех скважинах намеченных, на

4-5 этапах.

9. Сопоставление базового варианта с вариантом ГРП:

- выявление скважин, в которых проведение ГРП не приводит к существенному увеличению добычи нефти на этих скважинах;

- выявление невырабатываемых участков пласта и проектирование дополнительных ГРП и добывающих скважин для дренирования этих участков;

- выявление участков, характеризующихся пониженным пластовым давлением, и проектирование дополнительных мероприятий в нагнетательных скважинах.

10. Создание новых вариантов с ГРП, проведение расчетов, сопоставление вариантов между собой и базовым вариантом.

11. Выбор нескольких технологически эффективных вариантов.

12. Проведение технико-экономических расчетов с учетом затрат на проведение ГРП, выбор рекомендуемого варианта. После рассмотрения и проработки всех вариантов следует рассмотреть каждую конкретную скважину, как объект для проведения ГРП с учетом следующих особенностей:

* неоднородность пласта по простиранию, обеспечивающую высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон, не дренируемых ранее;

* расчленённость пласта;

проницаемость пласта, которая не должна превышать 30мД при вязкости нефти до 5спз, 30-50мД при вязкости нефти до 50спз. В пластах более высокой проницаемости эффективны короткие трещины, в этом случае гидроразрыв дает значительный эффект в основном как средство обработки призабойной зоны.

эффективную толщину пласта, обеспечивающую окупаемость затрат на проведение гидроразрыва.

* толщину и выдержанность экранов, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4-6 метров.

* глубину залегания пласта, которая должна быть не более 3500 метров.

* выработанность извлекаемых запасов, которые, как правило, не должны

превышать 30%.

Создание полностью автоматизированной процедуры подбора скважин для проведения ГРП в настоящее время не представляется возможным. Такая процедура не позволит учесть все факторы, оказывающие влияние на выбор скважин, исключит возможность принятия нестандартных решений, связанных с какими-либо особенностями пласта, скважины, технологии проведения ГРП и т.п.

Имеющийся опыт решения аналогичных, может быть даже более простых задач, таких как автоматизированное воспроизведение истории разработки, оптимальное управление режимами работы скважин и другое показал, что на практике эти процедуры почти не используются. Это связанно с тем, что несмотря на то, что постановки таких задач содержат, как правило много упрощающих предположений, сужающих круг применения полученных результатов, их решение требует больших затрат материальных и временных

ресурсов. Поэтому наиболее рациональный путь состоит в создании эффективной компьютерной модели для расчета технологических показателей разработки с применением ГРП и одновременно глубоком изучении физических процессов, связанном с гидроразрывом, для принятия обоснованных решений по выбору параметров ГРП и скважин для проведения гидроразрывов.

5.4 Подготовительные работы перед ГРП

Проверка состояния скважины. При необходимости предусматривается дополнительное вскрытие продуктивного пласта уплотненной перфорацией или проведение гидропескоструйной перфорации. Производится скреперование эксплуатационной колонны в интервале посадки пакера. Арматура скважины заменяется на специальную, рассчитанную на высокое давление. Спускается пакер с якорем на колонне 3* технологических НКТ. Место установки пакера выбирается на 20 -30 метров выше верхнего интервала перфорации с учетом данных по акустическому контролю проведения цементажа. Производится замена на нефть объема технологических НКТ посадка и опресовка пакера. Демонтируется оборудование бригады капитального ремонта и устье скважины обвязывается согласно технологической схемы.

Гидроразрыв пласта производится по технологическому плану на производство ГРП составленному по программе трехмерного моделирования гидравлического разрыва MF-III для каждой скважины индивидуально (расчет прилагается). После проведения ГРП устье скважина закрывается на расчетное время, для предотвращения выноса расклинивающего материала. По истечении расчетного времени производится разгелирование скважины, монтаж оборудования бригады капитального ремонта, срыв пакера, глушение скважины, подьём подземного оборудования, спуск пера-воронки, промывка скважины, замена на нефть и освоение скважины. Освоение скважины производится компрессированием или струйным насосом. По окончание процесса освоения, по результатам исследования производится подбор и спуск глубинно-насосного оборудования.

Для повышения эффективности проводимых работ по гидроразрыву пластов на Ловинском месторождении необходимо выполнить следующий комплекс работ по повышению эффективности:

выполнить научное сопровождение работ по ГРП (подбор скважин, обоснование комплекса исследовательских работ, влияние ГРП на разработку месторождения);

обеспечить индивидуальный подбор технологии проведения ГРП для каждого объекта разработки;

в полном объеме проводить гидродинамические и промыслово-геофизические исследования;

для получения оптимальных параметров работы скважины необходимо усовершенствовать технологию освоения скважины после ГРП;

для более обоснованного проектирования и моделирования ГРП необходимо изучение и определение упруго-деформационных свойств коллекторов и вмещающих пород;

на сегодня по результатам тестирования накоплен значительный фонд скважин (79 скв.) по которым существующая технология СП «КАТКОнефть» не обеспечивает получение эффекта, что свидетельствует о необходимости её модернизации.

производить освоение скважин без создания больших депрессий на продуктивный пласт (струйный насос, УОС-1).

5.5 Технические средства и материалы, применяемые при ГРП

При производстве гидроразрывов пластов на скважинах Ловинского месторождения применяется оборудование, изготовленное компанией «Stewart & Stevenson Services, Inc.» Комплект спец. техники включает в себя.

4 насосных агрегата, модель FC- 2251.

1 блендер с автоматической системой химических добавок.

1 мобильная компьютерная станция обработки данных и управления, модель TC-22АСD с программным обеспечением

1 манифольд с комплектом труб и шлангов высокого давления, модель IC-320.

1 транспортер расклинивающего материала, модель РС-200.

В качестве расклинивающего материала используют проппант производства ОАО «Боровический комбинат огнеупоров». В отличие от традиционного песка он обладает лучшими характеристиками при производстве гидроразрыва. Проппант особенно подходит для нефтяных коллекторов, где, в связи с повышенной вязкостью жидкости и проницаемостью пласта, требуется более высокая проводимость трещины. Он также обладает более высокой прочностью: при резком снижении давления при подключении насоса, зерна этого расклинивателя, в отличии от песка, не поддаются раздавливанию. К тому же удельный вес пропвннта ниже, чем у других расклинивателей, чем облегчается его перемещение в жидкостях, используемых для гидроразрыва.

Физические и химические характеристики проппанта производства ОАО «Боровичский комбинат огнеупоров», фракций 12/20, 12/40,16/20, 16/30

Круглость	не менее 0,7
Сферичность	Не менее 0,7
Растворимость в 12/3 НСL/НF (% потери веса)	Нет ограничений - 1,7
Объемная плотность (г/см3)	- 1,62
Удельный вес (г/см3)	- 2,73
Испытание на раздавливание % по весу образовавшихся мелких фракций при давлении 700,4 кг/см2	- 7,5
563,2 кг/см2	- 4,5
422,4 кг/см2	- 0,7
Химический состав (%веса)
- AL2O3	- 51%
- SIO2	- 45%
- Другие	- 4%

В качестве жидкости разрыва на Ловинском месторождении используются гели на водяной и углеводородной основе. Жидкости для проведения гидроразрыва должны отвечать следующим требованиям:

не уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта.

не содержать механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами образовывать нерастворимые осадки.

вязкость жидкости должна быть стабильно в условиях обрабатываемого пласта.

обладать минимальной фильтруемостью.

обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней расклинивающего материала.

при проведении гидроразрыва в зимних условиях, жидкости разрыва должны иметь низкую температуру замерзания.

Для получения жидкостей разрыва отвечающих этим требованиям используются химические реагенты выпускаемые фирмой «Клиарвотер, инк», к ним относятся ниже перечисленные реагенты.

1. Желатинизирующий агент для сырой нефти, дизельного топлива или керосина различных марок (НGА-37, НGА-37N, НGА-38). Дозировка 6-20 л/м3.

2. Активатор гелеобразования НGА-40. Дозировка 6-20 л/м3.

3. Биоциды Bio-Clear 200 для борьбы с микроорганизмами. Дозировка 0,25 л/м3.

4. Добавки для уменьшения фильтрирующей способности. Дозировка 0,6-2,4 кг/м3.

5. Добавки для уменьшения трения, представляют собой эмульсии высокомолекулярных полимеров акриламида в нефти. Дозировка 0,6-2,4 л/м3.

6. Реагент для содержания щелочного РН, используемый для разрушения гелей с течением времени. Дозировка 0,6-2,4 л/м3.

7. Желатинизирующий агент для пресной воды с боратными поперечными сшивками, марки ВХI Сross-Linked WGA-1. Дозировка 0,4-0,6 л/м3.

8. Добавка для стабилизации глин для предотвращения набухания, разламывания и миграции глинистых частиц. Дозировка 1-2%.

5.6 Механизм воздействия ГРП на породы

Гидравлический разрыв пласта - метод механического (физического) воздействия на породу нефтяного пласта давлением нагнетаемой жидкости, достаточным для расширения и развития естественных микротрещин обычно в вертикальных плоскостях, с последующим их заполнением зернистым высокопрочным материалом - проппантом.

Основным показателем технологической эффективности гидроразрыва пласта является повышение продуктивности скважин, что обусловлено уменьшением влияния скин-эффекта и увеличением средней проводимости в результате искусственного создания протяжённого канала высокоё проницаемости.

Увеличение продуктивности скважин после ГРП определяется соотношением проницаемостей пласта и трещины и размерами трещины. Причем продуктивность не возрастает неограниченно с ростом длины трещины. Существует предельное значение длины трещины, превышение которого не приводит к росту дебита жидкости. Определение этой величины может быть осуществлено на основе расчетной методики.

Проницаемость трещины определяется в основном свойствами пропанта. При заданных значениях проницаемостей пласта и трещины можно вычислить кратность увеличения дебита скважины при различных размерах трещины гидроразрыва. Как показывают расчеты, изменение раскрытия трещины в пределах нескольких миллиметров в большинстве случаев незначительно влияет на продуктивность скважины. Определяющим параметром является полудлина трещины.

Зависимости дебита скважины от длины трещины наглядно показывают существование предельной полудлины, превышение которой не дает прироста продуктивности. При определении рекомендуемых размеров трещины для каждого конкретного случая целесообразно построить аналогичные зависимости.

Например, при проницаемости пласта порядка 10 мД предельная полудлина трещины составляет приблизительно 50 м, при проницаемости пласта порядка 100 мД эта величина не превышает 10 м. Следует отметить, что эти оценки получены для однородного пласта.

В неоднородном пласте может быть эффективно создание более длинных трещин, особенно если они позволяют подключить к разработке не дренируемые или слабо дренируемые зоны пласта.

Для этого в каждом конкретном случае необходим анализ геологического строения пласта. Особенно следует обратить внимание на скважины, оказавшиеся внутри низкопроницаемых включений.

В этом случае можно ожидать значительно более высокого эффекта от ГРП, особенно, если низкопроницаемое включение имеет сравнительно небольшие размеры. Особую актуальность в этой ситуации приобретает знание ориентации трещины, поскольку это позволит подобрать размер трещины таким образом, что бы она выходила за пределы включения.

Например, расчеты, проведенные для скважины, расположенной внутри низкопроницаемого включения прямоугольной формы размером 100x300 м в элементе пятиточечной системы разработки (проницаемость пласта, включения, трещины соответственно 0,1; 0,001;80 Д) показали, что если трещина с полудлиной 100 м целиком содержится внутри включения, то дебит скважины после ГРП возрастает приблизительно в 6 раз; а если трещина тех же размеров ориентирована по-другому и на половину своей длины выходит за пределы включения, то дебит возрастает в 11,5 раз.

В случае прерывистых пластов, гидроразрыв позволит подключить к разработке не дренируемые или слабо дренируемые области пласта.

В некоторых случаях ГРП в нагнетательных скважинах создаст возможность для заводнения новых пропластков, которые до этого были изолированы от нагнетания.

Определение рекомендуемой длины трещины в условиях неоднородного пласта должно осуществляться на базе детерминированной геологической модели и с учетом реального направления трещины.

При ГРП расчет сводится к определению следующих данных:

технологических показателей процесса гидроразрыва пласта

увеличение проницаемости призабойной зоны скважины

ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП

5.7 Расчёт технологических показателей для ГРП

При расчете технологических показателей необходимо определить следующие показатели:

1. Давление разрыва.

Допустимое давление на устье скважины (при проведении ГРП без пакера).

3. Объем жидкости разрыва.

Количество расклинивающего материала, концентрация расклинивающего материала в жидкости-носители.

5. Объем жидкости-носителя.

Объем продавочной жидкости.

Общую продолжительность процесса ГРП.

Тип и число необходимых насосных агрегатов.

Решение. Определяем давление разрыва по формуле

Рразр = Рвг-Рпл+бр

где Рвг - вертикальное горное давление, Мпа

Ррл - пластовое давление, Мпа

бр - давление расслоения пород (принимаем равным 1,5Мпа)

Вертикальное горное давление определяем по формуле

Рвг = Н рп g

где Н - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра)

рп - средняя плотность вышележащих пород кг/м3

Вследствие проведения ГРП только с пакером, расчет проведения процесса без пакера не рассматривается.

Объем жидкости разрыва не подается точному расчету. По опытным данным и на основании проведения миниразрыва определяется его значение, это значение колеблется в пределах 10-15 м3.

Количество расклинивающего материала Gп потребное для закрепления трещины также нельзя рассчитать. На основании проведенных операций по гидроразрыву количество расклинивающего материала принимается равным 6-16 тонн на один гидроразрыв.

Концентрация расклинивающего материала С зависит он вязкости жидкости носителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкостью 5*10-2Па*с значение ее колеблется в пределах 150-500 кг/м3.

Объем жидкости носителя определяется по формуле:

Vпр = Gп / С

Объем продавочной жидкости принимают на 20-30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с расклинивающим материалом:

Vпр =К П d2B H / 4

где d2B - внутренний диаметр труб, по которым закачивают жидкость разрыва

К - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости

над объемом труб (1,2-1,3)

Н - глубина спуска пакера

Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения

t = ( VP + VЖ.П +VПР ) /Q

где Q - расход рабочих жидкостей, равный, принятой скорости их

нагнетания

VP - объем жидкости разрыва

VЖ.П - объем жидкости носителя

VПР. - объем продавочной жидкости

Число насосных агрегатов определяется с учетом их подачи (модель FC-2251 2547 л/мин), требуемого давления (802 кг/см2) и расхода жидкости (772л/мин) по формуле (при одном резервном)

N = ( 0,03 / 0,0123)+1 = 3+1 =4 агрегата

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

RT = 5.08*10 5C ( Q M tP / k )0.5

где С - эмпирический коэффициент, зависящий он давления и

характеристики горных пород, равный 0,02:

Q - расход жидкости разрыва, м3/мин:

М - вязкость жидкости разрыва, Па*с:

tР - время закачки жидкости разрыва, мин.:

k - коэффициент проницаемости, мкм2:

Проницаемость созданной трещины определяется по формуле:

kT = ( 103w/12 ) 10-12

где кТ - проницаемость трещины, м2

w - ширина трещины, см

Проницаемость призабойной зоны определяется по формуле:

kПЗ = kП h +kT w/ h + w

где k - проницаемость пласта

h - эффективная мощность пласта

w - ширина трещины

Ожидаемый прирост дебита скважины после проведения гидроразрыва пласта определяется следующим путем:

Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи

Q = 2П kП h ^Р

м lg RK /rC

где Q - дебит скважины, м3/сут

kП - проницаемость пласта, м2

h - эффективная мощность пласта, м

RK - радиус контура питания скважины

^Р - депресия на забое, Мпа

м - динамическая вязкость нефти, 0,8 Па*с

Дебит скважины после гидравлического разрыва пласта определяется по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины, равным радиусу трещины (rC=rT):

Q = 2П kП h ^P м 2,3lg(RK/rТ)

где kП - проницаемость пласта, м2

rT - радиус трещины

RK - радиус контура питания скважины

В настоящее время при расчете гидроразрыва пласта на Ловинском месторождении используется программа трехмерного моделирования гидравлическогоразрыва MFrac-III версия3.5.ОR1.12.99г. разработанная компанией Meyer & Associates. Inc.

Комплексный подход к проектированию ГРП требует рассмотрения этой технологии не только, как средства обработки призабойной зоны скважины, но и как элемента системы разработки. В связи с этим при подборе скважин для проведения ГРП рекомендуется следующая последовательность действий при подборе скважин для проведения ГРП.

Анализ геолого-физической и промысловой информации; построение детальной геологической модели объекта.

Определение ориентации трещин.

Расчет оптимальных параметров трещины.

Выявление скважин с загрязненной призабойной зоной.

Предварительный подбор скважин для ГРП применительно к данному месторождению. При расстановке скважин на новом участке или месторождении необходимо учитывать ориентацию трещин.

Создание геолого-математической модели объекта.

Расчет базового варианта разработки (без проведения ГРП).

Расчет варианта с гидроразрывом во всех скважинах намеченных на этапах 4

Сопоставление базового варианта с вариантом ГРП: выявление скважин, в которых проведение ГРП не приводит к существенному увеличению добычи нефти на этих скважинах;

Выявление невырабатываемых участков пласта и проектирование дополнительных ГРП и добывающих скважин для дренирования этих участков;

Выявление участков, характеризующихся пониженным пластовым давлением, и проектирование дополнительных мероприятий в нагнетательных скважинах.

Создание новых вариантов с ГРП, проведение расчетов, сопоставление вариантов между собой и базовым вариантом.

Выбор нескольких технологически эффективных вариантов.

Проведение технико-экономических расчетов с учетом затрат на проведение ГРП, выбор рекомендуемого варианта.

После рассмотрения и проработки всех вариантов следует рассмотреть каждую конкретную скважину, как объект для проведения ГРП

с учетом следующих особенностей:

неоднородность пласта по простиранию, обеспечивающую высокую эффективность гидроразрыва за счет приобщения к разработке зон, не дренируемых ранее;

расчленённость пласта;

проницаемость пласта, которая не должна превышать 30мД при вязкости нефти до 5спз, 30-50мД при вязкости нефти до 50спз. В пластах более высокой проницаемости эффективны короткие трещины, в этом случае гидроразрыв дает значительный эффект в основном как средство обработки призабойной зоны.

эффективную толщину пласта, обеспечивающую окупаемость затрат на проведение гидроразрыва.

толщину и выдержанность экранов, отделяющих продуктивный пласт от газо- или водонасыщенных коллекторов, которая должна быть не менее 4-6 метров.

глубину залегания пласта, которая должна быть не более 3500 метров.

выработанность извлекаемых запасов, которая, как правило, не должна превышать 30%.

Создание полностью автоматизированной процедуры подбора скважин для проведения ГРП в настоящее время не представляется возможным. Такая процедура не позволит учесть все факторы, оказывающие влияние на выбор скважин, исключит возможность принятия нестандартных решений, связанных с какими-либо особенностями пласта, скважины, технологии проведения ГРП и т.п. Имеющийся опыт решения аналогичных, может быть даже более простых задач, таких как автоматизированное воспроизведение истории разработки, оптимальное управление режимами работы скважин и другое показал, что на практике эти процедуры почти не используются. Это связанно с тем, что несмотря на то, что постановки таких задач содержат, как правило много упрощающих предположений, сужающих круг применения полученных результатов, их решение требует больших затрат материальных и временных ресурсов. Поэтому наиболее рациональный путь состоит в создании эффективной компьютерной модели для расчета технологических показателей разработки с применением ГРП и одновременно глубоком изучении физических процессов, связанном с гидроразрывом, для принятия обоснованных решений по выбору параметров ГРП и скважин для проведения гидроразрывов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Ловинское месторождение нефти, разрабатываемое ТПП ”Урайнефтегаз”, в настоящее время разбуривается в соответствии с утвержденным «Проектом разработки…», утвержденный ТКР МНП (протокол № 6 от 31.05.93 г.). Промышленная инфраструктура на территории месторождения сформирована. Техногенные нарушения в процессе освоения и эксплуатации месторождения оказали влияние на концентрацию загрязняющих веществ на прилегающей территории не более, чем при освоении других месторождений района.

Для нанесения минимального ущерба окружающей среде необходимо:

· ввести жесткие ограничения на размещение нефтепромысловых объектов;

· максимально сократить количество нефтепромысловых объектов за счет рационального размещения и применения наиболее щадящих и современных технологий эксплуатации;

· применять наиболее надежные конструктивные и технологические решения при обустройстве промысла, особое внимание следует обратить на обеспечение безаварийной эксплуатации трубопроводных систем.

Служба экомониторинга предприятия, эксплуатирующего месторождение нефти, должна осуществлять контроль за изменениями в геологической среде, за состоянием окружающей природной среды и за состоянием промысловых систем в пределах территории месторождения.

При соблюдении вышеуказанных требований и выполнении всех мероприятий по охране окружающей среды освоение Ловинского месторождения по представленному варианту разработки нанесет минимальный ущерб природной среде.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. << Гидравлический разрыв пластов.>> Б.Г. Логинов, В.А. Блажевич. М.,Недра,1983г

2.<<Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пластов >> Тюмень 2002 год А.П. Телков, Г.А. Грачев, Г.Г. Кучеров, А.Е. Ткачев, А.Н. Пазин

3. << Практические расчёты при текущем и капитальном ремонте скважин .>> Сулейманов.А.Б. , Карантов.К.А. , Яшин.А.Г.

4. << Гидравлический разрыв пластов. Современные достижения в области проектирования обработки скважин методом ГРП.>> Oilfield Review. Октябрь 1992 г.

5. <<Нефть России.>> 1997г № 7

6. <<Нефтяное хозяйство.>> 1997г №12

7. <<Нефтяное обозрение.>> Schlumberger 1996г.

8. << Отчёт о работе механизированного фонда скважин.>> ЦДНГ-9., 2002г. 2003г.

9. <<Методические указания к курсовому проектированию по скважинной добыче нефти.>> Тюм.И.И., 1994г

10. <<Технология повышения нефтеотдачи пластов.>> Халимов.Э.М., Леви.Б.И., и.д.р. М., Недра, 1984г.

11. <<Геологические основы разработки нефтяных месторождений.>>.М., Недра , 1975г.

12. << Методические указания к курсовому проиктированию по разработке нефтяных месторождений.>>. Медведев.Ю.А.- ТИИ , г.Тюмень. 1987г

13. Моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта.-М.: Недра, 1999г.

14. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом.-М., ВНИИОЭНГ.

Обзорная информация.-сер.Нефтепромысловое дело.-1985г.

15. Дияшев И.Р., Смаровозов А.А.,Гиллард М.Р. Супер-ГРП на Ярайнерском месторождении.// Нефтяное хозяйство.-2001г.№7

16. Гидроразрыв пласта: Внедрение и результаты, проблемы и решения.

Размещено на Allbest.ru

...