Жидкость разрыва и расклинивающие агенты.
Для гидроразрыва лучше всего применять жидкость, не содержащую водной фазы. По технологии должна использоваться солярка, но чаще находит применение нефть (как более доступный и относительно дешевый продукт) с активатором гелеобразования и деструктором, а также ПАВом - понизителем трения. Соотношение специальных добавок зависит от температуры объекта (пласта) последующей обработки. Так, система ROG-4 применяется для высоких (более чем 80оС) температурных условий, ROG-5 соответственно для низких. Каждый из указанных видов жидкости в зависимости от температуры среды обладает оптимальными реологическими свойствами. Используется определенная постоянно действующая система измерения параметров жидкости и регулирования ее значений специальными добавками, определенными на базе проводимых на скважине компьютерных расчетов. Структуированная жидкость является оптимальной для переноса закрепляющего материала, к тому же она практически не взаимодействует с породой и насыщающими ее флюидами. Отсутствие в ее составе водной фазы исключает возможность (при деструкции геля) негативного влияния на характер насыщения контактирующей с ней пластовой среды. Физические свойства жидкости характеризуются следующими показателями: плотность - 0,85 т/м3, вязкость - 90 Мпа.с, коэффициент консистенции - 0,3. Для закрепления трещины закачивается высокопрочный (выдерживает давление не менее 70 Мпа) искусственный термический продукт (пропант) алюмосиликатного состава. Применяемый материал практически одного размера (20/40 меш.), зерна достаточно совершенные, круглые, средний коэффициент сферичности 0,9. Это обеспечивает высокую фильтрационную способность (около 200 дарси) даже при самой плотной упаковке и внешнем давлении 50 Мпа.
|
|
|
Критерии выбора скважин для проведения ГРП.
Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям. Последние в комплексе позволяют с высокой вероятностью обеспечить интенсификацию добычи нефти. В зависимости от начальной проницаемости пласта и состояния призабойной зоны скважины критерии сгруппированы по двум нижеследующим позициям.
1. Коллектора низкопроницаемые (ГРП обеспечивает увеличение фильтрационной поверхности), при этом должны соблюдаться следующие критерии.
1.1. эффективная толщина пласта не менее 5 м;
1.2. отсутствие в продукции скважин газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;
1.3. продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами, толщиной более 8-10м;
1.4. удаленность скважины от ГНК и ВНК должна превышать расстояние между добывающими скважинами;
|
|
|
1.5. накопленный отбор нефти из скважины не должен превышать 20% от удельных извлекаемых запасов;
1.6. расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) - не более 3-5;
1.7. скважина должна быть технически исправна, как состояние эксплуатационной колонны так и сцепление цементного камня с колонной и породой должно быть удовлетворительным в интервале выше и ниже фильтра на 50м
1.8. проницаемость пласта не более 0,03 мкм2 при вязкости нефти в пластовых условиях не более 5 МПа.с.
2. Гидравлический разрыв пласта в коллекторах средней и низкой проницаемости для интенсификации добычи нефти за счет ликвидации повышенных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне.
2.1. начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;
2.2. наличие скин-эффекта на КВД;
2.3. обводненность продукции скважин не должна превышать 20%;
2.4. продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.
Как следует из вышеизложенного, приведенные критерии позволяют провести разностороннюю предварительную экспертную оценку каждой скважины с технической, технологической и геолого-промысловой позиций.
|
|
|
При неукоснительном их исполнении с высокой вероятностью просматривается технологическая успешность операций ГРП и соответствующее получение дополнительной добычи нефти. Реализуемый объем последней безусловно должен компенсировать материальные затраты на проведение ГРП.
Технология проведения ГРП.
На примере месторождений АО «Томскнефть» рассмотрим технологию проведения ГРП.
Технология проведения процесса следующая. Проводится запакеровка эксплуатационной колонны на 15-20 метров выше кровли интервала перфорации, интервал пакеровки выбирается по диаграмме МЛМ.
Устье скважины оборудуется устьевой арматурой АУ-700. Затрубное пространство опрессовывается на давление 15 МПа с целью проверки герметичности пакера. В дальнейшем при проведении процесса давление на затрубном пространстве на уровне давления опрессовки с целью снижения нагрузки на резиновые манжеты, создаваемой подпакерным давлением во время проведения процесса.
Для проведения ГРП используется 8 насосных агрегатов, причем 6 из них заняты на проведении процесса, 2 работают в холостом режиме.
Нагнетание эмульсии производится при давлении разрыва при общей производительности агрегатов 1,8 м3/мин. В поток закачиваемой жидкости подается закрепляющий материал с концентрацией 150 кг/м3, которая постепенно увеличивается и в последние 20 мин составляет 500 кг/м3. Песок предварительно затаривается в пескосмесители УСП-50 и подается на всасывающий патрубок 4АН-700 агрегатом ЦА-320. После прекращения подачи песка производится закачка продавочной жидкости 20 м3 при темпе 2,4 м3/мин.
|
|
|
Задвижка на буфере закрывается после проведения процесса, устье скважины оборудуется манометром и по нему снимается кривая падения давления, интерпретация которой позволяет определить радиус трещины.
Из техники использовались пескосмесители и агрегаты ЦА-820 и АН-700, которые позволяют поднять давление на устье скважины до 45-60 МПа. Однако, при давлениях 60 МПа агрегаты АН-700 эксплуатировались на пределе своих возможностей, т.е. при значительных глубинах и плотном продуктивном пласте возникают технические ограничения по давлениям, и соответственно расходу жидкости.
При достижении упомянутых величин обычно происходит гидроразрыв пластов. Указанный диапазон давлений предопределялся различием литолого-физических, а в основном, прочностными характеристиками пластов и напряжениями в породе. Поэтому созданные ГРП трещины ориентированы в вертикальном направлении.
По отечественной технологии для осуществления разрыва и переноса закрепляющего трещину материала используется специальная композиционная жидкость, где в аммонизированный водный раствор нитрата кальция (АРНК), составляющего 55-65 % от общего объема жидкости (около 100 м3), добавлялись 30-43% нефти и 1,5-3,0% эмульгатора. Тип применяемого эмульгатора, в свою очередь, зависел от температуры наружного воздуха.
Полиэмульсия АРНК характеризуется повышенными физическими характеристиками: плотность 1,18-1,24 т/м3, вязкость - 120-150 Мпа.с, коэффициент консистенции - 0,8. Повышенные вязкость и консистенция жидкости предусматривались, чтобы обеспечить перенос песка, используемого в целях закрепления трещины, объем которого постоянен и составляет около 20 т. Максимальная концентрация песка в жидкости достигала 500 кг/м3. Для лучшего раскрытия трещин и исключения выпадения песка на забой скважины требовалась высокая скорость прокачки, которая оказалась технически осуществимой на уровне только 2,4 м3/мин.
В качестве расклинивающего агента использовался привозной кварцевый песок .
Применение при проведении ГРП отечественной технологии не дало удовлетворительных результатов, поэтому в настоящее время на месторождениях района ГРП проводится СП "Вах Фракмастер Сервисиз" по зарубежной технологии и с применением более совершенной техники.
По зарубежной технологии для закачки используется специальное насосное оборудование: эжекторные плунжерные горизонтальные насосы трехцилиндровые со сменной гидравлической частью (от 3" до 71/2,"), развивающие давление до 100 Мпа и расход 2,5 м3/мин.
Установлены теоретические (подтвержденные экспериментально) зависимости геометрических размеров трещины: длина х высота (площадь распространения разрыва), ширина от вязкости, количества закачиваемой жидкости, давления и темпов закачки. Их довольно сложная взаимосвязь отражена и решается на уровне компьютерного моделирования как до проведения работ на скважине, так и в процессе.
Насосами обеспечивается высокая скорость прокачки жидкости 5,5 м3/мин и при относительно небольшой плотности пропанта (1,6 т/м3) в процессе операции выдерживается достаточно высокая (до 1000 кг/м3) концентрация переносимого закрепляющего материала.
Через определенное расчетное время, по мере перехода ( под действием деструктора) из гелеобразного состояния в более подвижное жидкое, закачанный флюид посте пенно удаляется из трещины.
Из вышеизложенного следует, что применяемые СП "Вах фракмастер Сервисиз" и специализированные только для ГРП спецобработанные жидкости, закрепляющий материал, а также техника и технология по многим показателям выгодно отличаются от отечественной. Это в совокупности обеспечивает больший как начальный, так и накопленный прирост добычи нефти. В качестве преимущественных усматриваются следующие основные факторы:
-отсутствие в жидкости ГРП водной фазы;
-высокие фильтрационные свойства закрепляющего материала, обеспечиваемое сферичностью зерен и однородностью фракции;
-технологическая и техническая возможность проводить ГРП с установленной длиной и шириной трещин. Теоретически установлено, что при низких темпах закачки жидкости ГРП (около 2,5 м3/мин) образуются длинные (до 300 м) трещины. Для формирования относительно коротких и широких трещин необходимы вдвое большие темпы закачки жидкости. Наличие длинных трещин, как известно, может способствовать нежелательным преждевременным прорывам закачиваемых вод.
Помимо изложенного немаловажным является и существенное различие в очередности операций при пуске скважины в работу. Так, непосредственно после ГРП по зарубежной технологии проводится отработка скважины на излив через различные штуцера в возрастающей последовательности их диаметров: 2, 4, 8 мм; тем самым обеспечивается плавное увеличение депрессии в призабойной зоне, сопровождающееся выносом жидкости гидроразрыва, укреплением горным давлением пропанта в трещине и подключением в работу объекта разработки. Как следует из вышеизложенного, во всем процессе работ ГРП в среду коллектора призабойной зоны извне водная фаза не привносится, что благоприятствуют движению и извлечению нефтяной фазы.
Другим методом проводится ГРП по отечественной технологии. Сразу после проведения ГРП осуществляется глушение скважины соленым растворов с последующим срывом пакера и подъемом НКТ. Затем спускается насосное оборудование и начинается эксплуатация скважины. Таким образом, по отечественной технологии весь процесс от начала ГРП до последующего пуска скважины в работу практически постоянно сопровождается присутствием в призабойной зоне и трещине водной фазы.
Общеизвестно негативное влияние на продуктивность процесса глушения скважин, причем степень этого влияния пропорциональна времени воздействия жидкости на зону пласта. На рассматриваемом месторождении для глушения скважин применяется солевой раствор и, в зависимости от величины пластового давления в районе скважины, плотность обычно колеблется около 1,18 т/м3 (минерализация - 300 г/л).
В промысловой практике раствор должным образом не фильтруется, поэтому в скважину закачивается много инородных веществ песчано-глинистого состава. Содержание их настолько велико, что нередко является причиной выхода из строя насосного оборудования. Отсюда несложно представить степень кольматации проницаемых прослоев в интервале перфорации, трещине гидроразрыва и неизбежного снижения за счет этого продуктивности скважин.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 547; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!