Совершенствование проведения гидроразрыва пласта в боковых стволах скважин-Совершенствование проведения ГРП в боковых стволах скважин на Ванкорском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых м

Совершенствование проведения гидроразрыва пласта в боковых стволах скважин-Совершенствование проведения ГРП в боковых стволах скважин на Ванкорском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

В разработку Ванкора за период с 2006-го по 2012 годы вложено по-рядка 230 млрд рублей. Извлекаемые запасы Ванкора оцениваются в насто-ящее время в 522,3 млн тонн нефти и газового конденсата, 106 млрд кубо-метров газа. Геологи «Ванкорнефти» продолжают изыскания на месторож-дениях Ванкорской группы, других лицензионных участках «Роснефти». В прошлом году они сделали открытие: по результатам выполненных работ, на Таймыре открыто новое нефтегазоконденсатное месторождение, назван-ное Байкаловским.
Компания «Роснефть» разведке и доразведке месторождений уделяет приоритетное внимание. Уже в начале этого года геологи открыли новое крупное нефтяное месторождение – Савостьяново в Иркутской области. Продолжаются работы еще на одном из крупнейших нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири – Юрубчено-Тохомском на юге Эвенкий-ского муниципального района в Красноярском крае.
По результатам ГРР, в 2012г. ЗАО «ВН» осуществило прирост запа-сов нефти к количестве 43 млн тонн, что превышает плановые показатели в 2,5 раза.
В технологическом отношении Ванкорское месторождение стало про-рывом в нефтяной отрасли страны: ни на одном промысле до сих пор не ис-пользовались столь современные технологии и оборудование, обеспечиваю-щие соблюдение высоких стандартов технологической и экологической без-опасности, массово сосредоточенные на Ванкоре, территориально удален-ном от крупных населенных пунктов, в тундре. Проект освоения Ванкорско-го месторождения и строительства магистральных нефтепроводов разраба-тывался при участии лучших российских и западных специалистов, имею-щих огромный опыт ведения буровых и строительных работ в условиях Се-вера.
Благодаря использованию передовых технологий в области геологии и разработки на Ванкоре удалось достичь прироста запасов на 1 разведоч-ную скважину в 30 раз выше среднего по России и в 15 раз – в мире. За счет горизонтального разбуривания удалось сократить фонд скважин в 3 раза и многократно увеличить начальный дебит. В области бурения скважин также применялись новейшие разработки. Роторно-управляемые системы позволи-ли увеличить эффективность буровых работ в 2,5 раза, а применение интел-лектуальных скважинных систем управления притоком дало дополнитель-ную добычу нефти за 2 года свыше 500 тыс. тонн.
С начала добычи на Ванкорском месторождении уже добыто более 6,5 млн тонн нефти. План нефтедобычи на текущий год составляет 12,5 млн тонн нефти. Уже сейчас нефтяники Ванкора идут с опережением текущего графика на 50 тысяч тонн.
Достигается это за счет высокого коэффициента эксплуатации скважин и эффективного бурения. Сегодня на Ванкоре 86 добывающих скважин – увеличение в два раза с начала запуска в промышленную эксплуатацию в ав-густе прошлого года. Добывается сегодня 35 тысяч тонн в сутки.
В 2013 году на Ванкорском месторождении пробурено в эксплуата-ционном бурении 277 тысяч метров. Добыто более 3,5 млн тонн нефти. За-пущено в эксплуатацию 10 кустовых площадок, объекты нулевого расши-ренного пускового комплекса УПСВ-Юг. В текущем году планируется запу-стить 8 кустовых площадок, пробурить 270 тысяч метров эксплуатационного и 18 тысяч метров разведочного бурения, завершить строительство объектов первого пускового комплекса УПСВ-Юг. В феврале начала действовать ма-гистральная насосная станция НПС-2, что позволило увеличить объем пере-качки нефти с Ванкорского месторождения.
В настоящее время эксплуатационный фонд нефтяных скважин в Рос-сии составляет порядка 160 тыс. скважин, из них в бездействии находится более 26 тыс., причем в ряде нефтегазодобывающих компаний бездействую-щий фонд достигает 30% и более от эксплуатационного. При этом значи-тельная часть эксплуатационного фонда на крупных нефтяных месторожде-ниях Западной Сибири, Урало-Поволжья и других регионов России нахо-дится на завершающей стадии разработки.
Эксплуатация скважин на данной стадии характеризуется высокой об-водненностью продуктивных пластов и ухудшением их коллекторских свойств, снижением производительности скважин и пластовых давлений, вы-сокой степенью выработанности запасов и вовлечением в разработку место-рождений и эксплуатационного фонда с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Все это, в значительной степени, осложняет усилия нефтяных компа-ний по поддержанию запланированных уровней добычи.
С целью сокращения неработающего фонда скважин и эффективного решения ряда вышеуказанных проблем нефтегазодобывающими компаниями с каждым годом интенсивно наращивается строительство горизонтальных скважин и вторых боковых стволов. К примеру, в таких крупных компаниях, как ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ТНК-ВР», к настоящему времени построено и запущено в эксплуатацию более 5000 бо-ковых стволов.
Однако из-за плохих коллекторских свойств пласта на многих место-рождениях боковые стволы не всегда дают ожидаемый эффект. В этом случае наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи является гидравли-ческий разрыв пласта (ГРП), который широко применяется во всех крупных нефтяных компаниях при строительстве боковых стволов.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Сущность проведения ГРП

Сущность метода гидравлического разрыва пласта заключается в том, что на забое скважины путем закачки вязкой жидкости создаются высокие давления, превышающие в 1,5—2 раза пластовое давление, в результате чего пласт расслаивается и в нем образуются трещины.
Промысловая практика показывает, что производительность скважин после гидравлического разрыва увеличивается иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины соединяются с существовавшими ранее, и приток жидкости к скважине происходит из уда-ленных изолированных от скважины до разрыва пласта высокопродуктив-ных зон. О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода Q и давления P при осу-ществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике харак-теризуется падением давления при постоянном темпе закачки, а при раскры-тии естественных трещин расход жидкости разрыва растет непропорцио-нально росту давления.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется для поддержания про-дуктивности скважин так, как показала практика проведение ГРП выгоднее, чем строительство новой скважины как с экономической стороны так и с точ-ки зрения разработки. Но проведение гидравлического разрыва требует очень тщательного изучения термодинамических условий и состояния при-забойной зоны скважины, состава пород и жидкостей, а так же систематиче-ского изучения накопленного промыслового опыта на данном месторожде-нии. Осуществление гидравлического разрыва пласта рекомендуется в сле-дующих скважинах:
1. Давших при опробовании слабый приток
2. С высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора
3. С загрязненной призабойной зоной
4. С заниженной продуктивностью
5. С высоким газовым фактором(по сравнению с окружающими)
6. Нагнетательных с низкой приёмистостью
7. Нагнетательных для расширения интервала поглощения
Целью проведения гидравлического разрыва является увеличение про-дуктивности скважин, с воздействием на призабойную зону скважины – из-менение свойств пористой среды и жидкости (свойства пористой среды изме-няются при гидроразрыве за счет образования системы трещин ).
Допустим, что успех или неуспех гидроразрыва мы связываем с двумя факторами : предшествующим дебитом скважины и толщиной пласта. В дей-ствительности эффективность гидроразрыва зависит, конечно, не от двух, а от многих факторов : давления нагнетаемой жидкости, темпа закачки, про-цента песка в этой жидкости и т.д.
Гидравлический разрыв пласта проводится следующим образом: в проницаемый пласт закачивается жидкость при давлении до 100 МПа, под действием которого пласт расщепляется, либо по плоскостям напластования, либо вдоль естественных трещин. Для предупреждения смыкания трещин при снятии давления в них вместе с жидкостью закачивается крупный песок, сохраняющий проницаемость этих трещин, в тысячу раз превышающую проницаемость ненарушенного пласта.
Для предупреждения смыкания образовавшихся в пласте трещин и со-хранения их в раскрытом состоянии после снижения давления ниже давления разрыва в образовавшиеся трещины нагнетают вместе с жидкостью отсорти-рованный крупнозернистый кварцевый песок. Подача песка обязательна как во вновь созданные, так и в существовавшие в пласте трещины, раскрытые при гидроразрыве. Как показывают исследования, в процессе гидравличе-ского разрыва возникают трещины шириной 1—2 мм. Радиус их может до-стигать нескольких десятков метров. Заполненные крупнозернистым песком трещины обладают значительной проницаемостью, в результате чего после гидроразрыва производительность скважины увеличивается в несколько раз.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) проводят для образования но-вых или раскрытия уже существующих трещин с целью повышения прони-цаемости призабойной зоны пласта и увеличения производительности сква-жины.
Гидравлический разрыв пласта получают в результате закачки жидко-сти в пласт под высоким давлением. Для предотвращения смыкания после окончания операции и снижения давления до первоначального в них вместе с жидкостью закачивают пористый материал - кварцевый песок, корунд.
Одним из важнейших параметров проведения ГРП является давление гидроразрыва, при котором образуются трещины в породы. В идеальных условиях давление раскрытия рр должно быть меньше горного давления рг, создаваемого толщей вышележащих пород. Однако в реальных условиях может выполняться неравенство рг * рп < рр, что объясняется наличием в пла-сте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В про-цессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса выше-лежащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми про-пластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.
Таким образом, давление разрыва зависит от предшествующего экс-плуатации скважин процесса бурения. Поэтому рассчитать давление разрыва нельзя. Однако при сходных технологиях проводки скважин на данной пло-щади можно говорить о среднем давлении разрыва, определяя его по дан-ным гидроразрыва на соседних скважинах.


2.2 Материалы, применяемые при ГРП

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва - пе-редача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскры-тия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основны-ми характеристиками системы "жидкость разрыва - проппант" являются :
• реологические свойства "чистой" жидкости и жидкости, содержащей проппант;
• инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;
• способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам тре-щины во взвешенном состоянии без его преждевременного осаждения;
• возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;
• совместимость жидкости разрыва с различными добавками, преду-смотренными технологией, возможными примесями и пластовыми жидко-стями;
• физические свойства проппанта.
Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать доста-точной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимо-сти за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разры-ва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь доста-точную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиго-вую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть тех-нологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасны-ми в применении; иметь относительно низкую стоимость.
Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов начали применять жидкости на водной основе, наиболее распро-страненные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоя-щее время в США более 70 % всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основ-ном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.
Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блоки-рованием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины - в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной угле-кислоты либо сжиженного СО; с добавкой азота. Двуокись углерода вводит-ся в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негатив-ные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекто-рах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т.п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагне-тания.
Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - проппанты - можно разделить на два вида - кварце-вые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. К физи-ческим характеристикам проппантов, которые влияют на проводимость тре-щины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и грануло-метрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.
Первым и наиболее широко используемым материалом для закрепле-ния трещин являются пески, плотность которых составляет приблизительно 2,65 г/см 2 . Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в ко-торых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппанты плотностью 2,7...3,3 г/см 3 используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные проппанты, такие как спечен-ный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,2...3,8 г/см 3. Использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.
Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок - квар-цевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающи-ми прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося проп-панта из трещины. Плотность суперпеска составляет 2,55 г/см 3. Произво-дятся и используются также синтетические смолопокрытые проппанты.
Прочность является основным критерием при подборе проппантов для конкретных пластовых условий с целью обеспечения длительной прово-димости трещины на глубине залегания пласта. В глубоких скважинах ми-нимальное напряжение -горизонтальное, поэтому образуются преимуще-ственно вертикальные трещины. С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19 МПа/км. Поэтому по глубине проппанты имеют следующие области применения: кварцевые пески - до 2500 м; проппанты средней прочности - до 3500 м; проппанты высокой прочности - свыше 3500 м.
Исследования последних лет, проведенные в США, показали, что применение проппантов средней прочности экономически эффективно и на глубинах менее 2500 м, так как повышенные затраты за счет их более высо-кой по сравнению с кварцевым песком стоимости перекрываются выигрышем в дополнительной добыче нефти за счет создания в трещине гидроразрыва упаковки проппанта более высокой проводимости.
Наиболее часто применяют проппанты с размерами гранул 0,425...0,85 мм (20/40 меш), реже 0,85... 1,7 мм (12/20 меш), 0,85...1,18 мм (16/20 меш), 0,212...0,425 мм (40/70 меш). Выбор нужного размера зерен проппанта определяется целым комплексом факторов. Чем крупнее гранулы, тем большей проницаемостью обладает упаковка проппанта в трещине. Од-нако использование проппанта крупной фракции сопряжено с дополнитель-ными проблемами при его переносе вдоль трещины. Прочность проппанта снижается с увеличением размеров гранул. Кроме того, в слабосцементиро-ванных коллекторах предпочтительным оказывается использование проп-панта более мелкой фракции, так как за счет выноса из пласта мелкодисперс-ных частиц упаковка крупнозернистого проппанта постепенно засоряется и ее проницаемость снижается.
От округлости и сферичности гранул проппанта зависит плотность его упаковки в трещине, ее фильтрационное сопротивление, а также степень разрушения гранул под действием горного давления. Плотность проппанта определяет перенос и расположение проппанта вдоль трещины. Проппанты высокой плотности труднее поддерживать во взвешенном состоянии в жид-кости разрыва при их транспортировании вдоль трещины. Заполнение тре-щины проппантом высокой плотности может быть достигнуто двумя путями - использованием высоковязких жидкостей, которые транспортируют проп-пант по длине трещины с минимальным его осаждением, либо применением маловязких жидкостей при повышенном темпе их закачки. В последние годы зарубежные фирмы стали выпускать облегченные проппанты, характеризу-ющиеся пониженной плотностью.
В связи с большим разнообразием жидкостей разрыва и проппантов, имеющихся на американском рынке, Американским нефтяным институтом (API) разработаны стандартные методики для определения свойств этих ма-териалов (API RP39; Prud'homme, 1984, 1985, 1986 - для жидкостей разрыва, и API RP60 - для проппантов).
В настоящее время в США накоплен огромный опыт по проведению ГРП, при этом все возрастающее внимание уделяется подготовке каждой операции. Важнейшим элементом такой подготовки является сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки ГРП, можно подразделить на три группы :
• геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного и водонефтя-ного контактов, петрография пород);
• характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное го-ризонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и плотность жидкости разрыва, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);
• свойства жидкости разрыва и проппанта. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические ис-следования, лабораторный анализ керна, а также результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.
В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономи-ческие ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы:
• расчет количества жидкости разрыва и проппанта, необходимых для создания трещины требуемых размеров и проводимости;
• технику для определения оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик проппанта и технологических ограничений;
• комплексный алгоритм, позволяющий оптимизировать геометриче-ские параметры и проводимость трещины с учетом продуктивности пласта и системы расстановки скважин, обеспечивающий баланс между фильтрацион-ными характеристиками пласта и трещины, и основанный на критерии мак-симизации прибыли от обработки скважины.
Создание оптимальной технологии ГРП подразумевает соблюдение следующих критериев:
• обеспечение оптимизации выработки запасов месторождения;
• максимизация глубины проникновения проппанта в трещину:
• оптимизация параметров нагнетания жидкости разрыва и проппанта;
• минимизация стоимости обработки;
• максимизация прибыли за счет получения дополнительной нефти и газа.
В соответствии с этими критериями можно выделить следующие этапы оптимизации проведения ГРП на объекте:
1. Выбор скважин для обработки с учетом существующей или проек-тируемой системы разработки, обеспечивающий максимизацию добычи нефти и газа при минимизации затрат.
2. Определение оптимальной геометрии трещины - длины и проводи-мости с учетом проницаемости пласта, системы расстановки скважин, уда-ленности скважины от газо- или водонефтяного контакта.
3. Выбор модели распространения трещины на основе анализа меха-нических свойств породы, распределения напряжений в пласте и предвари-тельных экспериментов.
4. Подбор проппанта с соответствующими прочностными свойствами, расчет объема и концентрации проппанта, необходимых для получения тре-щины с заданными свойствами.
5. Подбор жидкости разрыва с подходящими реологическими свой-ствами с учетом характеристик пласта, проппанта и геометрии трещины.
6. Расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания с учетом характеристик жидкости и проппанта, а также технологических ограничений.
7. Расчет экономической эффективности проведения ГРП.
Совместными усилиями Американского газового исследовательского института (GRI) и крупнейших нефтяных и газовых компаний США (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger и др.) разработан новый техно-логический комплекс, включающий в себя мобильное оборудование GRI для тестирования и контроля качества операции ГРП, агрегат GRI для исследо-вания реологии, трехмерную компьютерную программу для "дизайна" тре-щины FRACPRO, приборы для определения профиля напряжений в пласте и микросейсмическую технику для определения высоты и азимута трещины.
Использование новой технологии позволяет подобрать жидкость раз-рыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать распространение и раскрытие трещины, транспортиров-ку проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное за-вершение операции. Знание профиля напряжений в пласте позволяет не только определить давление гидроразрыва, но и предсказать геометрию трещины. При высоком различии напряжений в коллекторе и в непроницае-мых барьерах трещина распространяется на большую длину и меньшую вы-соту, чем в пласте с незначительной разницей этих напряжений. Учет всей информации в трехмерной модели позволяет быстро и достоверно прогно-зировать геометрию и фильтрационные характеристики трещины. Апроба-ция новой технологии ГРП на шести газовых месторождениях США (в шт.Техас, Вайоминг и Колорадо) показала ее высокую эффективность для низкопроницаемых коллекторов.
В некоторых случаях гидравлический разрыв происходит при значи-тельно более низких давлениях, чем начальные напряжения в пласте. Охла-ждение пласта в результате закачки в нагнетательные скважины холодной воды, существенно отличающейся по температуре от пластовой, приводит к снижению упругих напряжений и гидравлическому разрыву в нагнетатель-ных скважинах при забойных давлениях, используемых при заводнении. Ис-следования, проведенные на месторождении Прадхо-Бей (США), показали, что полудлина трещин, появившихся таким образом, колеблется в пределах 6...60 м. В настоящее время общепризнано, что в нагнетательных скважинах при большом контрасте температур пласта и закачиваемой воды происходит гидравлический разрыв.
При проведении ГРП в наклонных скважинах, направление которых отклоняется от плоскости разрыва, возникают проблемы, связанные с обра-зованием нескольких трещин от различных интервалов перфорации и с ис-кривлением трещины вблизи скважины. Для создания единой плоской тре-щины в таких скважинах используется специальная технология, основанная на ограничении числа перфорационных отверстий, определении их разме-ров, количества и ориентации по отношению к направлениям главных напряжений в пласте.
Наиболее крупные работы по проведению массированных ГРП были предприняты в Германии в газоносных пластах, расположенных на глубине 3000...6000 м при температуре 120...180 °С. В основном здесь использова-лись средне- и высокопрочные искусственные проппанты. В период 1976-1985 гг. в Германии было проведено несколько десятков массированных ГРП. Расход проппанта при этом составлял в большинстве случаев порядка 100 т/скв., в трети случаев - 200 т/скв., а при проведении наиболее крупных операций доходил до 400...650 т/скв. Длина трещин варьировалась от 100 до 550 м, высота от 10 до 115 м. В большинстве случаев операции оказались успешными и привели к увеличению дебита в 3...10 раз. Неудачи при прове-дении отдельных ГРП были связаны в основном с высоким содержанием во-ды в пласте.
Крепление трещин гидроразрыва в нефтесодержащих пластах, в от-личие от газосодержащих, осуществлялось в основном с использованием песка, поскольку глубина залегания этих пластов составляет всего 700...2500 м, лишь в некоторых случаях использовались среднепрочные проппанты. На нефтяных месторождениях Германии и Нидерландов расход проппанта со-ставлял 20...70 т/скв., а в Венском бассейне Австрии оптимальный расход проппанта составлял всего 6...12 т/скв. Успешно обрабатывались как старые, так и новые добывающие скважины с хорошей изоляцией соседних интерва-лов.
Газовые месторождения Великобритании в Северном море обеспечи-вают около 90 % потребности страны в газе и сохранят доминирующую роль в газоснабжении до конца века. Расход проппанта при ГРП в газонос-ных песчаниках, расположенных на глубинах 2700.-.3000 м, составлял 100... 250 т/скв. [II]. Причем если сначала трещины закрепляли либо песком, либо средне- или высокопрочным синтетическим проппантом, то с начала 80-х го-дов получила распространение технология последовательной закачки в тре-щину проппантов, различающихся как по фракционному составу, так и по другим свойствам. Согласно этой технологии в трещину сначала закачива-лось 100...200 т песка с размером зерен 20/40 меш, затем 25...75 т средне-прочного проппанта с размером зерен 20/40 или 16/20. В некоторых случаях успешно использовался трехфракционный метод с последовательной закач-кой проппантов 20/40, 16/20 и 12/20 либо 40/60, 20/40 и 12/20.
Наиболее распространенный вариант двухфракционного гидрораз-рыва состоял в закачке основного объема песка или среднепрочного проп-панта типа 20/40 с последующей закачкой средне- или высокопрочного про-ппанта типа 16/20 или 12/20 в количестве 10...40 % общего объема. Имеются различные модификации этой технологии, в частности, хорошие результаты дает первоначальная закачка в трещину тонкозернистого песка типа 40/70 или даже 100 меш, затем основного количества песка или проппанта типа 20/40, и завершение трещины прочным крупнозернистым проппантом 16/20 или 12/20. Преимущества такой технологии состоят в следующем:
• крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия наиболее высокое;
• снижение стоимости операции, так как керамические проппанты в 2...4 раза дороже песка;
• создание наибольшей проводимости трещины в окрестности забоя, где скорость фильтрации флюида максимальная;
• предотвращение выноса проппанта в скважину, обеспечиваемое спе-циальным подбором разницы в размерах зерен основного и заканчивающего трещину проппантов, при котором зерна меньшего размера задерживаются на границе между проппантами;
• блокирование тонкозернистым песком естественных микротрещин, ответвляющихся от основной, а также конца трещины в пласте, что снижает потери жидкости разрыва и улучшает проводимость трещины.
Проппанты, закачиваемые в разные области трещины, могут разли-чаться не только по фракционному составу, но и по плотности. В Югославии нашла применение технология массированного ГРП, когда в трещину зака-чивается сначала легкий среднепрочный проппант, а затем тяжелый более качественный высокопрочный проппант.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – технического прогресса определяется как превышение стоимости оценки результатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения гидравлического разрыва пласта, произошло увеличение дебита скважины на 35,4тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 95,37тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3979,86 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения гидравлического разрыва пласта в сумме 48,53млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 80,2млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 74,3млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3979,86 руб. На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, применение горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых пластов, что показано на примере опытного участка Приобского месторождения. На основе трехмерного гидродинамического моделирования разработан подход к выбору оптимальной системы разработки с использованием таких скважин.
По мнению начальника управления геологии и разработки новых активов Научно-техническтого центра компании Владислава Жукова, общий потенциал трудноизвлекаемых запасов с низкой проницаемостью коллекторов на месторождениях «Газпром нефти» достаточно высок. В числе методов, которые способны реализовать этот потенциал, — высокотехнологичные операции по бурению горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), зарезке боковых стволов; усовершенствование технологий ГРП. Важными вопросами в решении проблемы остаются подбор оптимальных режимов эксплуатации скважин и залежи в целом; определение максимально эффективного сочетания методов и последовательности проводимых операций; поиск перспективных технологий, не получивших широкого распространения.
По итогам проведения геолого-технических мероприятий эксперты подтвердили технологическую и экономическую эффективность бурения горизонтальных скважин с применением многостадийного ГРП при разработке низкопроницаемых коллекторов. Пусковой дебит горизонтальных скважин с МГРП на объектах Приобского месторождения в 2,5–3 раза выше дебита наклонно-направленных скважин. Бурение горизонтальных скважин с многостадийным ГРП признано наиболее перспективной технологией в зонах с худшими фильтрационно-емкостными свойствами, уменьшением эффективных нефтенасыщенных толщин. По итогам серии многостадийных гидроразрывов пласта специалисты создадут оптимальные дизайны ГРП для разных условий проведения операций, в перспективе планируется придать этой технологии статус стандартной для применения на месторождениях «Газпром нефти».
Технология многостадийного ГРП заключается в проведении гидропескоструйной перфорации через гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) с последующим ГРП за 1 операцию.
Технология, исключает необходимость в пакерах и колонне ГРП, позволяет сократить среднее время на освоение скважины и ускорить ввод ее в эксплуатацию, а также активизировать извлечение углеводородного сырья из пласта.
Пилотный проект ТНК-ВР Самотлорнефтегаз и Trican Well Service по внедрению на 15 скважинах технологии 6-ти стадийного гидроразрыва пласта продемонстрировал существенный рост эффективности добычи.
Цикл подготовки скважины с применением технологии многостадийного ГРП сократилось более чем в 3 раза, а продуктивность пласта осталась на более высоком уровне по сравнению с другими методами проведения многостадийных ГРП.
Ключевой элемент новой технологии ТНК-ВР – использование специального оборудования, которое позволяет выполнять очистку «ствола» после каждой стадии ГРП и приступать к коммерческой добыче непосредственно после завершения 6-й стадии.
В качестве базовой была выбрана технология спуска многосекционной компоновки с портами (муфтами) для закачки проппанта, разделенными в затрубном пространстве пакерами.
Такая технология обеспечивает выполнение многостадийных ГРП в необсаженном стволе.
В процессе закачки муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них ГРП.
Такая система позволяет использовать упрощенное заканчивание скважины без цементирования и перфорации хвостовика.
В целом, можно сказать, что применение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) в боковом горизонтальном стволе скважины позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых пластов.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является эффективным и распространенным методом интенсификации добычи нефти при разработке низкопроницаемых коллекторов.