Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 297
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2) Керамики промежуточной плотности
Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.
3) Керамики низкой плотности
Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3 , 45% SiO2, 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.
3.8.3 Жидкости разрыва
Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП:
-
на водной основе; -
на нефтяной основе; -
многофазные смеси.
Важно обратить внимание на преимущества и недостатки каждого типа жидкости при выборе её для проведения ГРП.
Жидкости разрыва на водной основе
Около 80 % ГРП в настоящее время проводятся с использованием жидкостей на водной основе. Перед проведением ГРП в жидкость добавляют различные химические реагенты, обеспечивающие необходимые её свойства. Жидкости на водной основе универсальны и имеют
Жидкости разрыва на нефтяной основе
Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, так как считалось, что жидкости на водной основе были вредны для нефтяных пластов. Дегазированная сырая нефть использовалась при проведении первых ГРП в 1948 году, а загущенный напалм использовался и в последующие 10 лет. Жидкости на нефтяной основе, используемые в настоящее время, значительно усовершенствованы, и их использование признано эффективным во многих частях мира. На сегодняшний день около 10 % ГРП осуществляются с применением жидкостей на нефтяной основе. Дегазированная сырая нефть и конденсат до настоящего момента всё ещё используются при проведении ГРП на некоторых территориях, однако предпочтительнее применять дизель или керосин, так как они менее летучие.
Многофазные смеси
С развитием технологий создания жидкостей разрыва установлено, что операция ГРП иногда может осуществляться с использованием жидкостей, состоящих из нескольких типов основных жидкостей. Такие жидкости можно разделить на эмульсии и пены.
3.9 Технология проведения гидравлического разрыва пласта
Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства призабойной зоны. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной обработке скважины соляной или глинокислотой (смесь соляной и плавиковой) кислотами, поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими пропластками являются наиболее проницаемые участки разреза, которые после вскрытия пласта при бурении на глинистом растворе становятся иногда мало проницаемыми для жидкости разрыва. После предварительной кислотной обработки улучшаются фильтрационные свойства таких пластов и создаются благоприятные условия для образования трещин.
В промытую очищенную скважину спускают насосные трубы диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва падает на забой. При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливается пакер. Чтобы он не сдвигался, по колонне при повышенном давлении на трубах рекомендуется устанавливать гидравлический якорь. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне, кольцевые грани на торце поршеньков врезаясь в колону, оказывают тем большое тормозящее действие, чем выше давление. Имеются якоря и других типов.
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей.
Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель.
Наибольший эффект дает закачка жидкости песконосителя при больших скоростях и высоких давлениях нагнетания, так как при этом шире открываются образовавшиеся трещины. Жидкость-песконоситель придавливают в пласт в объеме труб путем нагнетания в скважину продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть для нефтяных скважин и воду - для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не спадет. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению.
Кроме описанной схемы гидроразрыва, в зависимости от условий проведения процесса и его назначения применяют другие технологические схемы.
В неглубоких скважинах разрыв пласта можно проводить без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, а во втором как по трубам, так и по кольцевому пространству. При такой технологии можно значительно уменьшить потери давления в скважине при нагнетании очень вязкой жидкости. Для улучшения условий притока можно применять и многократный разрыв пласта. Сущность его заключается в том, что в пласте на разных глубинах создают несколько трещин и таким образом, существенно увеличивают проницаемость пород призабойной зоны в скважинах.
Весьма важным вопросом при проведении гидроразрыва, требующем особого внимания, является определение местоположения и характера образующихся трещин. Эта задача успешно решается методами радиоактивного каротажа, проводимого после введения в трещину смеси обычного и радиоактивного песка. Активацию песка осуществляют адсорбцией и закреплением на его поверхности радиоактивных веществ. Адсорбированный активный компонент можно закрепить путем покрытия песчинок нерастворимыми в воде и нефти клеящими веществами. На кривых гамма-каротажа в интервале образования трещин имеются четкие аномалии радиоактивности.
3.10 Анализ эффективности проведения ГРП
На основании опыта проведения ГРП можно судить о характере поведения скважин после процесса и выявить причины отклонения их параметров от ожидаемых. В первые два - три месяца происходит повышение притока в скважину. В дальнейшем происходит постепенный спад продуктивности скважины. Существуют случаи постепенного повышения дебита скважины после ГРП в течение нескольких месяцев, но такие случаи редки.
Не все скважины ведут себя в процессе эксплуатации так, как ожидалось, и в большинстве случаев это не зависит от успешности проведения ГРП, а связано с работами, проведенными на скважинах после ГРП: глушение скважин солевым раствором, срыв и извлечение пакера из скважины, спуск пера - воронки на колонне НКТ и промывка скважины от проппанта, освоение скважины компрессированием, спуск в скважину подземного оборудования.
Эффективность проведения ГРП зависит от близости значения давления нагнетания к расчетному. Превышение значения давления нагнетания над расчетным может иметь место по следующим причинам: низкая вязкость закачиваемой жидкости, высокая степень загрязнения призабойной зоны пласта, сопротивление притоку в зоне интервала перфорации.
Также эффективность зависит от вязкости геля (жидкости - песконосителя), некачественной перфорации. На основе проведенного анализа эффективность также связана с неоднородностью продуктивного пласта, расчлененностью, т.е. наличием глинистых либо карбонатных прослоев в различных частях разреза скважины.
Прирост дебита и величина затраты на ГРП моделируются в симуляторах MProd, MNpv.
Симулятор MProd
MProd представляет собой аналитическую программу для моделирования однофазной добычи, изначально разработанную для анализа гидравлического разрыва. Программа используется для оценки влияния на уровень добычи различных сценариев обработки по сравнению со скважинами, не подвергавшимися гидроразрыву. MProd включает объективную методологию для определения неизвестных или недостоверно известных параметров с использованием регрессионного анализа моделируемых или измеренных данных путем сопоставления с ретроспективными данными. Вариант «Оптимизация проекта гидроразрыва» позволяет пользователю определить оптимальную конструкцию трещины (длина, ширина, проводимость), которая обеспечит максимальный уровень добычи для заданного количества массы проппанта.
В рамках оптимизации методологии обработки программа MProd интегрирована и полностью совместима с MFrac.
Выходные результаты программы MFrac (характеристики закрепленной трещины) могут применяться этой программой как входные данные. После выполнения расчетов с использованием MProd, результаты могут применяться программой MNpv.
Симулятор MNpv.
MNpv содержит средства для прогнозирования чистой текущей стоимости (ЧТС) скважины после гидроразрыва или окупаемости капиталовложений (ROI). Короче говоря, оптимизация обработки методом гидроразрыва представляет собой методологию, используемую для максимизации доходов от скважины. Этот процесс требует сравнения дополнительных затрат и роста прибыли, связанных с каждым предлагаемым сценарием обработки. Программа была разработана для использования с модулем MProd для автоматического расчета и сравнения значений ЧТС для различных сценариев гидроразрыва с целью выявления оптимального проекта.
Раздел 4 Организационная часть
4.1 Меры безопасности при проведении гидравлического разрыва пласта
Гидравлический разрыв пласта проводится под руководством ответственного инженерно-технического работника по плану работ, утвержденному техническим руководителем Организации.
Во время проведения гидроразрыва пласта находиться работникам возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.
Напорный коллектор блока манифольдов должен быть оборудован датчиками КИП, предохранительными клапанами и линией сброса жидкости, а нагнетательные трубопроводы – обратными клапанами.
После обвязки устья скважины необходимо опрессовать нагнетательные трубопроводы на ожидаемое давление при гидравлическом разрыве пласта с коэффициентом запаса не менее 1,25.
При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применять ингибиторы коррозии.
4.2 Меры безопасности при проведении глушение скважины
При проведении работ по глушению скважин, все применяемое оборудование (манифольдные линии, лубрикаторы, соединения, дроссельные задвижки) должны иметь паспорта и акт о ревизии и опрессовке на рабочее давление в условиях механических мастерских.
При выполнении работ соблюдать действующее законодательство , а также законодательство об охране окружающей среды, о промышленной и пожарной безопасности и иные законы, и нормативные акты, действующие на территории выполнения работ.
Технические средства, используемые для приготовления и закачке рабочих агентов, должны быть исправными. Не допускается использование неисправных технических средств.
Эксплуатация оборудования, механизмов, инструмента в неисправном состоянии или при неисправных устройствах безопасности (блокировочные, фиксирующие и сигнальные приспособления, и приборы), а также с превышением рабочих параметров выше паспортных данных – запрещается.
Скважины, оборудованные забойным клапаном-отсекателем, в которых не предусмотрено проведение предварительного глушения, необходимо остановить, стравить давление до атмосферного и выдержать в течение не менее трех часов, промыть с целью выхода на поверхность газированной пачки раствора.
Эксплуатация добывающих скважин происходит на глубоких депрессиях, с понижением забойного давления до 50 атмосфер и меньше, это приводит к созданию депрессионной воронки от забоя скважины к контуру питания скважины. По результатам множества проведенных ГДИ на скважинах с низко проницаемыми коллекторами выявлено, что период восстановления пластовое давление длится от 15 до 20 суток, а по ряду скважин этот период достигает 30 суток.