Проведение многостадийного ГРП с применением колонны гибких труб-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Проведение многостадийного ГРП с применением колонны гибких труб-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

На протяжении многих десятилетий традиционной особенностью стратегии освоения нефтяных запасов в нашей стране был избирательный подход с ориентацией на уникальные, крупные и наиболее продуктивные за-лежи, что давало возможность резко наращивать добычу. Активные работы по освоению и эксплуатации месторождений приводят к истощению лучших объектов и заставляют переходить к разработке более высокозатратных. В структуре разрабатываемых запасов все большее место занимают трудноиз-влекаемые запасы. Производственные затраты все больше влияют на цену продукции. Теперь нефтедобывающие компании делают упор на инновации, которые вместе с созданной инфраструктурой позволяют увеличить добычу при разработке трудноизвлекаемых запасов и максимизировать прибыль.
Выживание в условиях современного рынка требует поиска более эф-фективных, чем когда бы то ни было, способов увеличения добычи нефти и газа. Компаниям предстоит самим выбирать направления вложения средств для поддержания и увеличения добычи, и во многих случаях они будут склоняться к увеличению нефтеотдачи, как к менее капиталоемкому пути до-стижения данной цели. Выбор наиболее соответствующих технологий, их должное применение, контроль качества проводимых операций и накопление опыта других компаний во всем мире — вот некоторые из основных рыча-гов, управление которыми позволит добывающим компаниям достичь высо-кой эффективности эксплуатации месторождений и повышения доходности.
Двигаясь в ногу со временем, «Шлюмберже» продолжает создавать новые и постоянно совершенствует уже существующие технологии повыше-ния нефтеотдачи пластов. Благодаря плодотворному сотрудничеству «Шлюмберже» и «Сибнефти» в области проведения операций гидроразрыва на месторождениях Западной Сибири были достигнуты высокие результаты, которые компании вели добычу только из наиболее продуктивных горизон-тов, оставляя неразработанными малорентабельные пласты, в целом содер-жащие существенные запасы углеводородов. Данная технология предлагает новые способы разработки трудноизвлекаемых запасов по методу CoilFrac, позволяющие увеличить добычу, повысить долю извлекаемых запасов и улучшить экономические показатели.
В проекте описываются технические и проектные аспекты выполнения операций гидроразрыва с помощью ГНКТ, включая технологии с использо-ванием усовершенствованного поверхностного оборудования, гибких труб высокого давления, жидкости разрыва с низким трением и новых скважин-ных изолирующих инструментов.
Наряду с традиционным способом разработки запасов с использова-нием вертикальных скважин и современных технологий гидроразрыва сего-дня развивается другой способ — бурение многоствольных скважин, в том числе с помощью гибких труб (колтюбинговое бурение (КТБ)).
Целью предлагаемых технологий является поиск эффективных реше-ний для разработки и эксплуатации сложных запасов, особенно в тех случа-ях, когда традиционные методы оказываются нерентабельными или малоэф-фективными.
Операции по увеличению притока из одной или последовательно из нескольких зон можно провести за один рабочий цикл при помощи гибких НКТ, используемых для закачки содержащих проппант жидкостей ГРП. Но-вые инструменты позволяют осуществлять избирательную изоляцию целе-вых продуктивных пластов без привлечения стандартного бурового или ка-натного оборудования с целью установки механических пробок. Чтобы по-лучить трещину оптимальной длины, которая обеспечит хорошую проводи-мость, каждая из зон обрабатывается отдельно.
На практических примерах показана возможность расширения обла-сти применения данной методики и ее экономические преимущества
Гидроразрыв пласта с помощью гибких труб является экономичной альтернативой общепринятым способам интенсификации притока из пласта. Этот новейший подход приводит к увеличению дебитов углеводородов и ко-эффициентов нефтеотдачи, а также способствует надежному размещению об-рабатывающих жидкостей и расклинивающих агентов.
То, что начиналось, как операция по гидроразрыву пласта, превра-щается в широкий спектр технических решений, применяемых при заканчи-вании скважин, а также при проведении операций для увеличения дебита скважин на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разра-ботки.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Эксплуатационное бурение на Талинской площади начато в 1982 го-ду на северо-западе залежи пласта ЮК-10 на основании технологической схемы разработки, составленной СибНИИ (протокол ЦКР№894 от 01.10.80.) на базе запасов нефти категории С1(тюменская свита), подсчитанных по со-стоянию на 01.01.80г. Главтюменьгеологией. Основным проектными реше-ниями по разработке предусматривалось:
- выделение одного эксплуатационного объекта( пласты ЮК-2 – ЮК-11);
- площадная девяти точечная система разработки с плотностью сетки скважин 400 + 400 м;
- механизированный способ с начала разработки.
В 1983 году составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки. Целью работы явилось уточнение проектных показателей разработки и учетом приращенных в 1981-1982гг., извлекаемых запасов нефти южной части площади объеме 35.153 млн.т по категории С1. Необхо-димость составления новой технологической схемы разработки в 1984 году была вызвана следующими обстоятельствами:
- уточнением запасов нефти, часть которых в конце 1983 года утвер-ждалась ГКЗ СССР;
- переориентировкой объема эксплуатационного бурения с верхних пластов ЮК2-9 на более продуктивные нижние пласты ЮК10-11 и, в связи с этим необходимостью пересмотра утвержденной системы разработки.
Запасы нефти были подсчитаны в условиях границах северной части площади и утверждены в ГКЗ СССР по пластам ЮК10-11 в объеме 320250 тыс.т извлекаемых запасов категории С1 и 45042 тыс.т балансовых, 16373 тыс.т извлекаемых категории С2 по пластам ЮК10 и ЮК11. По южной части площади по этим пластам запасы были утверждены ЦКЗ Мингеологии в объ-еме 358783 тыс.т балансовых, 165003 тыс.т извлекаемых категории С1,342046 тыс.т балансовых, 118380 тыс.т извлекаемых категории С1.
В целом по Талинской площади по состоянию на 01.01.84 г. на ба-лансе Мингеологии СССР числилось :
- по категории С1 балансовых запасов 679033 млн.т , извлекаемых 309187 млн.т;
- по категории С2 балансовых 387088 млн.т, извлекаемых 134753 млн.т.
Утвержденный вариант технологической схемы предусматривает сле-дующие основные положения:
- выделение двух эксплуатационных объектов ЮК10-ЮК11 с разбу-риванием их самостоятельными сетками скважин;
- применением блоковой трехрядной системы размещения скважин по сетке 400 + 400 м при расстоянии между первым нагнетательным рядом 500 м (плотность сетки 18 га/скв.);
- способ эксплуатации фонтанный с переходом на компрессорный газлифтный в 1988 году; проектные уровни добычи нефти - 17,4 млн.т (1992 г), добыча жидкости 66,9 млн.т (2000г), закачка воды 91,9 млн.м (2000г);
- темп отбора нефти при проектном уровне – 3,8 % от начальных из-влекаемых запасов. Продолжительность проектного уровня 7 лет;
- фонд скважин всего 8488, в т.ч. добывающих –5224, нагнетательных 1766, резервных 1107;
- извлекаемые запасы нефти, принятые в технологических расчетах 464,9 млн.т. конечный коэффициент нефтеотдачи – 0,436;
- применение нестационарного заводнения;
- объем нагнетательных вложений за весь срок разработки – 3823,5 млн.руб., себестоимость добычи – 32,6 руб/т.
В 1987 году СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки, в которой предусматривался ввод в 1989 году в разработку южного участка Талинской площади, неохваченного про-ектированием в предыдущих документах.
На дополнительном участке, рекомендованном к вводу в разработку
Эффективность предлагаемых решений подтвердилась имеющимися данными о совместной эксплуатации пластов ЮК10 и ЮК11в границах 1и 2 залежей.
ЦКР МНП СССР утвердила дополнение к технологической схеме разработки Талинского месторождения со следующими основными техноло-гическими положениями:
- выделение двух объектов разработки ЮК10 и ЮК11;
- блоковая система разработки с 3х рядным расположением скважин в блоке при расстояниях между ними 600 м, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего- 500 м;
- оптимизацию сетки скважин, для вовлечения в разработку слабо-пренируемых запасов нефти, производить по мере разбуривания и уточне-ния особенностей геологического строения продуктивных пластов;
- систему разработки, предложенную для южного участка, распро-странить на участках расширения контура нефтеносности.
Бюро ЦКР Главтюменнефтегаза утвердило « Технологические пока-затели по участку расширения Талинской площади» со следующими показа-телями :
- проектные уровни добычи нефти - 5,1 млн.т.
- жидкости - 12,5 млн.т.
- закачка воды - 16,5 млн.м3.
- ресурсы газа - 10,7 млрд.. м .
- общий фонд скважин - 1553.
- в том числе добывающих - 777.
- нагнетательных - 259.
- резервных - 517.
- применение механизированного способа эксплуатации ( ЭЦН, ШГН );
- давление на устье скважин 18,0 МПа;
- приемистость нагнетательных скважин 400 м3/ сут.
За период, прошедшей после составления технологической схемы, в порядке проведения авторских надзоров и оперативном порядке проведены следующие проектных решений:
- увеличено давления нагнетания в пластах ЮК10 с 15,0 МПа до 18,0 МПа.;
- временно оказались от разбуривания 1 и 2 залежей пласта ЮК11, сосредоточив весь объем буровых работ на объекте ЮК10;
- предусмотрен дифференцированный подход к переводу под закачку проектно – нагнетательных скважин, находящихся в обработке на нефть. В зависимости от дефицита закачки и состояния пластового давления, разре-шен перевод скважин под нагнетание без длительной обработки;
- организация совместной разработки пластов ЮК10 и Юк11 на залежах 1 и 2 в участке 3;
- внедрение насосного способа добычи ( ЭЦН, ШГН ) в связи с применением газлифтных компрессорных станций.
В «Дополнительной записке к технологической схеме разработки Та-линской площади» предусматривалась двухстадийное разбуривание участка расширения площади : на начальной стадии – по плотности сетки 36 га/скв. С последующим уплотнением. С целью повышения эффективности принято решение о бурении дополнительных скважин в зонах стягивания одновре-менно с основным фондом. Принятые решения меняют технологические по-казатели разработки.
В связи с этим проведены расчеты динамики добычи нефти, жидкости, закачка, фонд скважин и других показателей на период до 2000года по ДНС –30,31,32 и в целом по участку расширения. Динамика эксплуатационного бурения и ввода скважин принята на основании плана разбуривания Талин-ской площади разработанного в объединении Красноленинскнефтегаз: про-ектные уровни по добыче:
- нефти – 4,65 млн.т.
- жидкости – 17,0 млн.т.
- закачки воды – 21,8 млн.м3
- фонд скважин, всего – 1640
- в т.ч. добывающих – 1177
- нагнетательных - 463
Из сопоставления проектных и фактических показателей следует, фактическая добыча нефти ниже проектной:
- в 2005 году – на 38,1 %.
- в 2006 году – на 26,2 %.
- в 2007 году – на 17,2 %.
- в 2008 году – на 5,8 %,
Действующий фонд скважин эти годы превышал проектный фонд. Расхождение в уровнях добычи нефти связано с тем, что фактические дебиты нефти меньше проектных
- в 2005 году – на 10,8 т/с.
- в 2006 году – на 13,5 т/с.
- в 2007 году – на 10,3 т/с.
- в 2008 году – на 7,9 т/с.
Отличие фактических дебитов от проектных вызвано следующими причинами:
фактическая продуктивность скважин ниже принятой в технологиче-ской схеме, определенной по результатам испытания разведочных скважин и данным первых эксплуатационных скважин. на площади не реализуется про-ектное решение по способу добычи – внедрение газлифта.
Практическое совпадение дебитов жидкости в 2008 году достигнуто за счет проведения на площади большого количества геолого-технических мероприятий, направленных на повышение уровней отбора жидкости: пере-ход с трехрядной системы разработки на более интенсивную блочно – за-мкнутую, переводом скважин на механизированной способ эксплуатации, оптимизации режимов работы скважин и др. В результате добыча жидкости за 1996-1998 годы от проектной соответственно по годам 45,9%, 41,1%, 32,5%. В 1999 году добыча жидкости превысила проектный уровень на 19,7%. Превышение проектного уровня добычи жидкости не позволило вый-ти на проектный уровень по добыче нефти в связи с тем, что фактический темп нарастания обводненности продукции превышает проектный. В 2008 году фактическая обводненности добываемой продукции составила - 55,9%, по проекту – 43,9%.Отличие фактической динамики обводнения от расчетной объясняется следующими причинами:
- уменьшение начальных балансовых запасов нефти по сравнению с утвержденным ГКЗ СССР и принятым в технологической схеме;
- уточненная структура запасов нефти характеризуется большой фильтрационной неоднородностью, чем принято в проектном документе.






2.2 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.




2.3 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.



Рис. 2.1 Проппант

Легкий проппант дольше поддерживается во взвешенном состоянии в транспортирующей его жидкости, поэтому может быть доставлен на более далекое расстояние вдоль крыльев трещины. Закачка на завершающей ста-дии ГРП более тяжелого высококачественного проппанта позволяет с одной стороны обеспечить сопротивление сжатию в области наиболее высоких напряжений около забоя, и с другой снизить риск неудачи операции на за-вершающей стадии, так как легкий проппант уже доставлен в трещину. Мас-сированные ГРП, проведенные в Югославии,. являются одними из крупней-ших в Европе, так как на первой стадии в трещину закачивалось 100...200 т легкого проппанта, а на второй - примерно 200...450 т более тяжелого. Та-ким образом, общее количество проппанта составляло 300...650 т.

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 применения технологии гидравлического разрыва пласта произошло увеличение дебита скважины на 38 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 11186 тонн.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 4032,17 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – годовую экономию от проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Приобского месторождения в сумме 58,8 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 99,26 млн. руб и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 89,82 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти, в результате применения технологии гидравлического разрыва пласта она выросла на 4032,17 руб на тонну нефти.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности использования технологии гидравлического разрыва пласта.




ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ГРП проводится с целью решения проблемы глубокого повреждения призабойной зоны путём создания трещины высокой проводимости для восстановления контакта скважины с неповреждённой породой. ГРП повышает производительность скважины, уменьшает период эксплуатации, снижает сумму производственных затраты и улучшает экономические аспекты разработки месторождения.
Внедряются новые технологии и различные добавки для более эффективного проведения ГРП.
1)ГРП с применением азота:
Область применения:
• Пласты с посаженными давлениями
• Пласты чувствительные к воде
• Пласты, находящиеся между водоносными горизонтами
Преимущества:
• Низкое содержание полимера в пласте
• Увеличение длины трещины
• Быстрая очистка скважины от жидкости ГРП
• Увеличение проводимости трещины
2)Технология Clear-FRAC
Безполимерная система на основе воды состоится из ВПАВ (вязко-упругих поверхностно активных веществ)
Вязкость жидкости два раза меньше чем вязкость стандартного геля на основе гуар/HPG - до 150 cП.
Преимущества:
• Отсутствие полимера означает отсутствие загрязнения
• Максимальная эффективная полудлина трещины и её проницаемость
• Ограничение роста трещины по высоте
• Отсутствие фильтрационной корки
3)Технология гидравлического разрыва пласта с концевым экранированием трещины:.
Одной из новых эффективных технологий ГРП является технология осаждения проппоната на конце трещин или концевое экранирование трещины, которая позволяет целенаправленно увеличить ширину трещины, останавливает ее рост в длину, за счет чего значительно увеличивается проводимость. Для предупреждения выноса проппаната из трещины создана технология PropNET, в которой предусматривается закачка в пласт одновременно с проппанатом специального гибкого стекловолокна, которое, заполняя промежутки частицами проппоната, обеспечивает максимальную устойчивость проппонатной пачки. Разработаны и при¬меняются низкополимерные жидкости разрыва LOWGuar и система добавок деструктора Clean FLOW для снижения остаточного загряз¬нения трещин.
4) Гидравлический разрыв пласта с предварительной гидропескоструйной перфорацией.
С целью снижения давления гидравлического разрыва пласта и обеспечения направления образования трещин перед процессом гидравлического разрыва пласта осуществляют пескоструйную перфорацию. Как правило, проводят щелевую пескоструйную перфорацию. Для этой цели используют специальное оборудование, обеспечивающее создание в обсадной колонне и породе пласта выработок в форме щелей. Последующий гидроразрыв пласта производится по обычной технологической схеме, принятой для конкретных геологических условий и месторождений.
Как показывает практика, по преобладающей части скважин дебит жидкости увеличился более чем в 4–5 раз, дают нефти – почти в 4 раза больше.
3) Направленный гидравлический разрыв пласта.
Для повышения эффективности процесса ГРП важным является обеспечение заданного направления и пространственной конфигура¬ции создаваемых в пласте трещин. В результате теоретических ис¬следований отмечается, что для того чтобы в нефтенасыщенном пла¬сте под действием фильтрующейся жидкости начала образовываться горизонтальная трещина, необходимо преодолеть вертикальное гор¬ное давление. Для того же чтобы начала образовываться вертикаль¬ная трещина, необходимо, чтобы давление жидкости превзошло бо¬ковую составляющую горного давления. Давление начала образова¬ния горизонтальной трещины не зависит от величины пластового давления, в то время как давление начала образования вертикальной трещины зависит от величины пластового давления. Однако на сего¬дняшний день нет надежной технологии, обеспечивающей заданную пространственную конфигурацию расположения трещин при осуще¬ствлении процесса ГРП.
Метод заключается в осуществлении гидроразрыва пласта с проведением предварительной вертикальной щелевой разгрузки пласта тем или иным доступным в данных условиях методом. Метод может примется для интенсификации притока пластовых флюидов к скважине. Возможно применение метода как самостоятельно, так и в сочетании с другими методами улучшения фильтрационных свойств породы – коллектора в прискважинной зоне пласта.