Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 298
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
- 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:
- начальная продуктивность скважины значительно ниже продуктивности окружающих скважин;
- наличие скин-эффекта на КВД;
- обводненность продукции скважин не должна превышать 50%;
- продуктивность скважины должна быть ниже или незначительно отличаться от проектно-базовой.
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.
Существует ряд факторов, которые следует учитывать при проектировании процесса ГРП:
1) Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.
2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.
3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.
4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.
5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.
6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.
7) Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.
8) Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка.
9) Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.
10) Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.
11) Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.
12) Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя.
13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.
14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.
Проведенные исследования на месторождениях выявили стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей.
Так как по данным текущего состояния месторождения обводненность большинства эксплуатационных скважин превышает 80 %, то для снижения обводнения продукции при проведении ГРП необходимо применить более сложный комплекс мероприятий, чем стандартный ГРП.
3.4 Повышение эффективности разработки месторождения в условиях высокой обводнённости пласта по технологии двух этапного управляемого кислотного гидроразрыва
В настоящее время реализация ГРП испытывает определенные трудности, обусловленные геолого-технологическим особенностями среди которых, рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти, снижение объёмов отбора нефти и высокая обводненность добываемой продукции. Следует отметить, что особенности и сложность геологического строения залежей нефти приводит к неравномерной выработке запасов нефти.
Основное освоение запасов нефти происходит из верхней, более проницаемой части пласта. Так же наблюдается постоянное ухудшение технического состояния скважин. Во многих скважинах после проведения ГРП в нижней низкопроницаемой части пласта не происходит увеличения притока жидкости к забоям скважины до рентабельных. Причиной этого является ограниченность развития трещин ГРП по высоте и создание незначительной её длины. Не редки случаи прорыва трещины в верхнюю промытую зону пласта, что приводи к резкому обводнению скважины. Таким образом, количество скважин со сложными подготовительно-заключительными работами (ПЗР) к ГРП ежегодно увеличивается и в 2015 году достигает 75-80%.
Анализ накопленных отборов нефти пластов АБ10-АБ12 показывает наличие неподвижных или малоподвижных запасов. С целью освоения подобных участков залежей обосновано решение о проведении двух этапных ГРП на весь разрез пласта с закачкой 30-50 тонн проппанта и более с созданием длинных и высоких трещин, что позволило бы охватить разрывом весь продуктивный разрез пласта в зоне дренирования скважины. Продуктивный горизонт пластов АБ10-АБ12 характеризуется следующими особенностями геологического строения, определяющими проблемы извлечения запасов углеводородов и механизм вытеснения нефти:
- клиноформное строение;
- повышенные значения песчанистости в кровельной части продуктивного горизонта, образовавшейся в период максимальной регрессии моря, в результате наращивания песчаных тел вглубь бассейна;
- низкая песчанистость и высокая степень прерывистости подошвенной части продуктивного горизонта, вследствие дефицита обломочного материала в погруженной части бассейна;
- разделение верхней и нижней частей разреза слоем неколлекторов и низкопроницаемых песчаников и алевролитов;
- непостоянство фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), эффективных нефтенасыщенных толщин и характеристик неоднородности как верхнего, так и нижнего подразделений в пределах различных частей участка в силу того, что свойства
слагающих их тел претерпевают значительные изменения по площади распространения коллекторов этих элементов неоднородности;
- глинизация нижней части разреза на западе площади, основная доля коллекторов здесь приурочена к кровельной части и в целом характеризуются достаточно низкими ФЕС;
- невысокие средние значения эффективных нефтенасыщенных толщин пластов восточного борта, существенные глинистые разделы между ними, в результате на значительной площади кровельная часть горизонта в этом районе представлена либо тонкослоистыми коллекторами выклинивающихся пластов, либо глинистыми отложениями, выходящих на поверхность разделов между пластами
3.5 Проектирование двухстадийного кислотного гидравлического разрыва пласта
Сущность кислотного гидравлического разрыва пласта состоит в том, что на первом этапе искусственно создается трещина (так же, как и при обычной технологии ГРП), а затем в нее закачивается кислота. Последняя реагирует с горной породой, возникают длинные каналы, которые увеличивают проницаемость коллектора в призабойной зоне. В результате возрастает коэффициент извлечения нефти из скважины. Данный вид процесса гидравлического разрыва пласта является особенно эффективным для карбонатных пород. По данным исследователей, с таким типом коллекторов связано более 40% запасов нефти в мире.
Техника и технология гидроразрыва в этом случае незначительно отличается от вышеописанной. Оборудование изготавливается в кислотостойком исполнении. Для защиты машин от коррозии применяют также ингибиторы (формалин, уникол, уротропин и другие). Разновидностями кислотного ГРП являются двухстадийные обработки с использованием таких материалов, как: полимерные соединения (ПАА, ПВВ, гипан и другие); латексные составы (СКМС-30, АРК); стирол; смолы (БНИ-5, ТСД-9, ТС-10).
В качестве кислотных растворителей применяют 15% раствор соляной кислоты, а также специальные композиции (СНПХ-9010, СНПХ-9633 и другие). Разновидностями кислотного ГРП являются двухстадийные обработки с использованием таких материалов, как: полимерные соединения (ПАА, ПВВ, гипан и другие); латексные составы (СКМС-30, АРК); стирол; смолы (БНИ-5, ТСД-9, ТС-10). В качестве кислотных растворителей применяют 15% раствор соляной кислоты, а также специальные композиции (СНПХ-9010, СНПХ-9633 и другие).
3.6 Расчет параметров кислотного гидравлического разрыва пластов
При ГРП расчет сводится к определению следующих данных: основных технологических показателей процесса ГРП, увеличение проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва за счет образования трещин в этой зоне, ожидаемого прироста дебита скважины после ГРП при различной глубине и ширине распространения трещин, экономической эффективности ГРП.
Определяем давление разрыва:
Рразр = Рвг + ур – Рпл
Где Рвг - вертикальное горное давление,
Рпл - пластовое давление,
ур - давление расслоения пород, принимаем равным 1,5 МПа.
Вертикальное горное давление определяем по формуле:
Рвг = Н*сп*g
где Н - глубина залегания пласта ( нижних отверстий фильтра ), Н = 2700 м,
сп - средняя плотность вышележащих пород, сп = 2500 кг/м3.
Рвг = 2700 * 2500 * 9,81 * 10-6 = 66,2 МПа.
Рразр = 66,2 + 1,5 - 9,8 = 54,9МПа
ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.
Определим допустимое давление на устье скважины по формуле:
= 
+
+
g
где Дн - наружный диаметр обсадных труб, равный 14,6 см,
Дв - внутренний диаметр обсадных труб, равный 12,8 см,
утек - предел текучести для труб из стали группы прочности С, равный 320 МПа,
К - коэффициент запаса прочности, принимаем К = 1,5,
h - потери напора на трение в обсадной колонне,
сжр - плотность жидкости разрыва, принимаем сжр = 950 кг/м3,
L - глубина скважины.
Потери напора на трение найдем из формулы:
H=
Допустимое давление на устье составит:
=
Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия, определяем по формуле:
где Рстр - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали С, равная 1,25 МН,
К - запас прочности равный 1,5,
G - усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, принимаем 0,5 МН.
Из полученных значений Ру принимаем наименьшее 18 МПа. Соответствующее забойное давление при давлении на устье скважины 18 МПа составит: