Грп нефть. Применение гидравлического разрыва пласта на нефтяных и газовых месторождениях

ГРП состоит из трех принципиальных операций:

1. создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных);

2. закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин;

3. продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления.

При этих операциях используют три категории жидкостей :

• жидкость разрыва,
• жидкость-песконоситель
• продавочную жидкость.

Рабочие агенты должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Не должны уменьшать проницаемость ПЗС. При этом, в зависимости от категории скважины (добывающая; нагнетательная; добывающая, переводимая под нагнетание воды), используются различные по своей природе рабочие жидкости.

2. Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием.

3. Не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т.е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента).

4. При использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.

5. Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).

6. Должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.

Технология проведения ГРП :

• Подготовка скважины - исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.
• Промывка скважины - скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотное воздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).
• Закачка жидкости разрыва – создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

Жидкости разрыва :

в добывающих скважинах

Дегазированную нефть;

Загущенную нефть, нефтемазутную смесь;

Гидрофобную нефтекислотную эмульсию;

Гидрофобную водонефтяную эмульсию;

Кислотно-керосиновую эмульсию и др.;

в нагнетательных скважинах

Чистую воду;

Водные растворы соляной кислоты;

Загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом - ПАА, сульфит-спиртовой бардой - ССБ, карбоксиметилцеллюлозой - КМЦ);

Загущенную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др.

При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин).

Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов.

Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при опережении скоростью закачки скорости поглощения жидкости пластом. У низкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. При этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.

Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки - давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход - давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины.

• Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную функцию. Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.

Указанные требования диктуются условиями эффективного заполнения трещин наполнителем и исключением возможного оседания наполнителя в отдельных элементах транспортной системы (устье, НКТ, забой), а также преждевременной потерей наполнителем подвижности в самой трещине. Низкая фильтруемость предотвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале. В противном случае концентрация наполнителя в начале трещины возрастает за счет фильтрации жидкости-песконосителя в стенки трещины, и перенос наполнителя в трещине становится невозможным.

В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используются растворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт и др.

Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессоры) - растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры и т.п.

• Закачка продавочной жидкости – продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, должно соблюдаться следующее условие:

где - скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с;

Вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.

Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

Кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 +1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

Стеклянные шарики;

Зерна агломерированного боксита;

Полимерные шарики;

Специальный наполнитель - проппант.

Основные требования к наполнителю:

Высокая прочность на сдавливание (смятие);

Геометрически правильная шарообразная форма.

Совершенно очевидно, что наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя.

• После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением . Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя. Вышесказанное является чрезвычайно важным технологическим фактором, пренебрежение которым резко снижает эффективность ГРП вплоть до отрицательного результата.
• Вызов притока , освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП представлена на рис. 5.5 . При проведении ГРП колонна НКТ должна быть запакерована и заякорена.

Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса. Перечисленные задачи решаются на основе метода наблюдения за изменением интенсивности гамма-излучения из трещины, в которую закачана порция наполнителя, активированная радиоактивным изотопом, например, кобальта, циркония, железа. Сущность данного метода заключается в добавлении к чистому наполнителю определенной порции активированного наполнителя и в проведении гамма-каротажа сразу после образования трещин и закачки в трещины порции активированного наполнителя; сравнивая эти результаты гамма-каротажа, судят о количестве, местоположении, пространственной ориентации и размерах образовавшихся трещин. Указанные исследования выполняются специализированными промыслово-геофизическими организациями.

Рис. 5.5. Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП:

1 - продуктивный пласт; 2 - трещина; 3 - хвостовик; 4 - пакер; 5 -якорь; 6 - обсадная колонна; 7 - колонна НКТ; 8 - устьевое оборудование; 9 - жидкость разрыва; 10 - жидкость-песконоситель; 11 - жидкость продавки; 12 - манометр.

Проблемы применения ГРП. ЖОПА там, где рядом с продуктивным пластом находятся пласты, содержащие воду. Это могут быть водоносные пласты, если подошвенная вода. Кроме того, рядом с обработанным пластом могут быть пласты, которые заводнены.

Образующиеся при ГРП вертикальные трещины в подобных случаях создают гидродинамическую связь скважины с водоносной зоной. В большинстве случаев водоносная зона имеет большую проницаемость по сравнению с продуктивным пластом, где проводят ГРП. Именно поэтому ГРП может приводить к полному обводнению скважин. На старых месторождениях многие скважины находятся в аварийном состоянии. Проведение ГРП в подобных условиях приводят к разрыву эксплутационной колонны. Теоретически в подобных скважинах для защиты колонны используют пакер, но из-за вмятин на колонне и коррозии именно в подобных скважинах пакер свою роль не выполняет. Кроме того из-за ГРП может разрушаться цементный камень.

При ГРП трещины создаются в пропластках с различной проницаемостью, но очень часто разорвать высокопроницаемый пропласток легче чем низкопроницаемый. В пропластке с большей проницаемостью трещина может быть более протяженной. При таком варианте после ГРП дебит скважины по нефти увеличивается, но увеличивается обводненность, если скважина была обводнена. Именно поэтому, до и после ГРП необходимо проводить анализ добываемой воды, чтобы узнать откуда в скважине появилась вода.

При ГРП, как и при любых методах интенсификации всегда встает вопрос о компенсации больших отборов закачкой.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающем местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

ГРП применяется:

Для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно загрязненной призабойной зоныой за счет создания трещин;

С целью обеспечения гидродинамической связи скважины с ситемой естественных трещин пласта и расширения оны дренирования;

Для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и перевода забалансовых запасов нефти в промышленные;

При вводе в разработку сложнопостроенных и неоднородных пластов с целью увеличения темпов отбора нефти и повышения конечного нефтеизвлечения;

Для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

Для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

В скважинах с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью пласта.

Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон, в которых возможно ускоренное конусообразование и прорыв воды и газа в добывающие скважины; в истощенных пластах с низкими остаточными запасами, а также в карбонатных коллекторах с хаотичной трещиноватостью.

ГРП производят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли продуктивного пласта, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с целью очистки забоя от глины и механических примесей. При необходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность. Затем в скважину по НКТ (диаметр НКТ не менее 89 - 114 мм, трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления) нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосами, действует только на пласт и на нижнюю часть пакера. Устанавливают гидравлический якорь для не допущения смещения пакера.

Жидкости для ГРП разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Рабочие жидкости не должны уменьшат ни абсалютную, ни фазовую проницаемость породы продуктивного пласта. В этой связи при ГРП в нфтяных скважинах применяют жидкости на углеводородной основе, а в нагнетательных и в нефтяных скважинах, предназначенные для перевода в нагнетательные – на основе воды. Однако в скважинах с карбонатными коллекторами в качестве рабочих жидкостей могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе.

Жидкость разрыва пласта должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины. Жидкости разрыва в основном применяются:

1. углеводородные

2. водные растворы

3. эмульсии

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать мех.примесей, а при соприкосновении с породой и пластовой жидкостью не должна образовывать нерастворимых осадков.

Наибольшее предпочтение при ГРП должно отдаваться жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях. Во время проведения ГРП вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной.

Жидкость-песконоситель - это жидкость, используемая для подачи песка с поверхности в полученные трещины. Жидкость-песконоситель должна быть нефильтрующейся или с быстро снижающейся фильтруемостью, а также должна иметь высокую пескоудерживающую способность. В качестве жидкостей-песконосителей применяются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

Наполнитель служит для образовавшихся трещин и недопущения их смыкания при снятии давления. Для закрепления трещин, образуемых во время ГРП, применяют кварцевый песок с размером зерен 0.4 - 1.2 мм. Такой песок испытывают в лабораторных условиях на прочность и вдавливаемость в поверхность горных пород, в которых образуется трещина, а также на остаточную проницаемость (проницаемость после сдавливания песка под прессом, имитирующим действие горного давления). Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: а) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; б) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок. В случаях высокого горного давления или непрочной поверхности горных пород, в которых образуется трещина, применяют искусственный керамический или иной расклинивающий материал.

При первых ГРП следует вводить в каждую трещину не менее 1,5-2т песка.

При закачке в пласт больших количествах песка (более 15-20т) с целью более глубокового проникновения его по трещинам, первые порции песка (30-40%) закачивают мелкозернистым песком мелкой (0,4-0,6мм) фракции с последующим переходом на закачку песка более крупной фракции.

Современное проектирование ГРП состоит из двух принципиально различающихся частей.

В первой части проектирования устанавливают цель ГРП, определяют скважины, пласты и пропластки для ГРП, а также рассчитывают размеры (длину, ширину) трещин, которые нужно образовать. Обычно эту часть проектирования ГРП выполняет предприятие или его отдел (геологический, разработки, повышения нефтеотдачи) , ведущие разработку месторождений или какого-то объекта. По заказу предприятие проектирование может быть, также, поручено научно-исследовательской организации.

Вторая часть проектирования связана непосредственно с выбором параметров ГРП обеспечивающих в выбранных скважинах такие темпы закачки и объемы закачанных в трещины жидкостей и песка, которые позволяют создать в пласте трещины с размерами и пропускной способностью, запроектированной в первой части. Эта часть проектирования состоит в расчетах процесса образования трещины заполнения и закрепления ее песком. Во второй части проектирования ГРП выбирают также эффективные жидкости разрыва с соответствующими свойствами и песок (расклинивающий материал). Вторую часть проектирования ГРП выполняет обслуживающая ("сервисная") фирма, которая обычно и осуществляет операцию ГРП.

В полный комплект оборудования для гидравлического разрыва пластов входят насосный и пескосмесительный агрегаты, автомотоцистерна, блок манифольд и арматура устья.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Для осуществления гидроразрыва могут применяться: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

На практике нередко применяют поинтервальный гидрорарыв. Поинтервальный, применяется, когда несколько пластов разрабатываются общим фильтром, а пласты изолированы друг от друга слоями непроницаемых пород.

Применяется также направленный ГРП. При направленном ГРП с помощью пескоструйной перфорации производится дополнительная перфорация в заданном интервале продуктивного пласта, в котором планируется получить трещины. При этом применяется как «точечная» гидропескоструйная перфорация, так и щелевая.

Одной из эффективных новых технологии ГРП явяется технология осаждения проппаната на конце трещины (или концевое экранирование трещин (TSO)), которая позволяет целенаправленно увеличивать ширину трещины, останавливая ее рост в длину, за счет чего значительно увеличивается проводимость. Для интенсификации выработки запасов из низкопроницаемых слоев и снижению риска попадания трещины в водоносные или газоносные пласты применяется технология селективного гидроразрыва.

Устанавливаются вблизи жилых и промышленных помещений. В статье мы рассмотрим назначение, устройство и классификацию ГРП. Также приведем основные принципы установки пунктов и требования к их эксплуатации.

Расшифровка и типы ГРП

Газорегуляторный пункт (ГРП) - это комплекс, состоящий из технологического оборудования и механизмов для регулировки давления газа. Основная цель установки: снижение входного давления природного вещества и поддержание заданного уровня на выходе, вне зависимости от расходования.

Типы ГРП относительно места установки оборудования бывают:

• ГРПШ (газорегуляторные пункты шкафные) - для такого типа предусмотрено размещение соответствующего оборудования в специальном шкафу из несгораемых материалов;
• ГРУ (газорегуляторные установки) - для такого типа оборудование монтируется на раме и располагается в месте использования газа либо в другом месте;
• ПГБ (газорегуляторные блочные пункты) - при таком размещении оборудование монтируется в зданиях контейнерного типа, одном или нескольких;
• ГРП (расшифровка - стационарные газорегуляторные пункты) - при таком типе оборудование размещается в специализированных зданиях или отдельных помещениях, такое устройство не принимается как типовое изделие с полной заводской готовностью.

Классификация

ГРП можно классифицировать по нескольким параметрам. Например, по возможности понижения давления газа. Расшифровка ГРП рассмотрена ниже.

1. Одноступенчатые газорегуляторные пункты. В таких системах давление газа с входного до рабочего регулируется в одну ступень.
2. Многоступенчатые газорегуляторные пункты. В системах со слишком высоким давлением один регулятор может не справляться с функцией понижения. В этом случае регулировка происходит в несколько ступеней с помощью установки одного или более регуляторов.

По выходному давлению газа, которое обеспечивается ГРП (расшифровка: газорегуляторные пункты), различают установки, обеспечивающие одинаковое или разное давление.

Также ГРП могут быть с одним или двумя выходами. Исполнение устройства бывает левосторонним или правосторонним, в зависимости от места поступления газа.

Вход и выход летучего вещества может производиться с противоположных сторон ГРП, с одной стороны, быть вертикальным и горизонтальным.

Давление газа на выходе пункта может различаться, при этом ГРП классифицируют:

Линии редуцирования ГРП

Расшифровку ГРП уже приводили. Пункты могут быть тупиковыми или закольцованными. Такая схема применяется для надежности газоснабжения. Она заключается в объединении нескольких ГРП. Считается, что чем больше установок закольцовано, тем выше надежность системы. Тупиковой считается схема, когда нецелесообразно использование более одного ГРП для газоснабжения потребителя.

По технологическим схемам ГРП различают:

1. Однониточные пункты. Они оборудованы одной линией редуцирования газа.
2. Многониточные. Могут быть оборудованы двумя и более подключенными параллельно линиями редуцирования газа. Такое устройство используется при попытке достижения максимальной надежности и параметров производительности работы ГРП.
3. С байпасом. Резервной линией редуцирования, которая используется во время ремонта основной линии.

Регуляторы в многониточных установках могут подключаться параллельно или последовательно.

ГРП укомплектовывается таким оборудованием:

• редуктор давления газа;
• фильтр газа;
• предохранительная арматура;
• запорная арматура;
• контрольно-измерительные приборы;
• блок ввода вещества для запаха газа;
• подогреватели газа.

На резервной линии устанавливаются два запорных устройства, между которыми монтируется манометр.

Однониточные пункты

Газорегуляторные пункты (расшифровка ГРП) с одной линией редуцирования газа состоят из: технологического оборудования и рамы, на которой оно размещается.

Принцип работы таких устройств:

1. Газ проходит входное отверстие и поступает на фильтр. Тут происходит его очистка от вредных веществ и примесей.
2. Затем газ подается в регулятор давления через предохранительно-запорный клапан, в котором происходит регулирование давления - понижение до необходимых параметров, а также поддержание величин на нужном уровне.

Если при прохождении регулятора давление не снижается до нормативных параметров, то предусмотрено срабатывание предохранительно-сбросного клапана или гидрозатвора.

Если сброс газа не произошел, то срабатывает предохранительно-запорный клапан и происходит прекращение подачи газа на РН-ГРП (расшифровка: параметр давления в начале открытия ПЗК) не более +0,02 Мпа - нормативно установленное значение срабатывания клапана (ГОСТ Р 53402-2009 п. 8.8.2.7).

В газорегуляторных установках могут быть применены регуляторы как прямого, так и непрямого действия.

При выборе ГРП с одной линией редуцирования обычно опираются на рабочие параметры регулятора: пропускная способность, давление на входе и выходе.

Многониточные пункты

Расшифровка аббревиатуры ГРП - газорегуляторные пункты, об этом уже было сказано, бывают с одной линией редуцирования, с двумя и более.

Регуляторы на линии сброса давления газа могут устанавливаться как параллельно, так и последовательно.

Принцип работы многониточной системы:

1. Для подачи газа используется один источник.
2. После входа газ распространяется по всем линиям ГРП.
3. На выходе линии объединяются в один коллектор.

Многониточные системы более надежные, потому что при выходе из строя одной линии редуцирования ее функции могут выполняться остальными. Подобные действия выполняются и при необходимости технических работ: замены регулятора, очистки фильтра.

Схемы используются в основном на пунктах высокого давления, например, для снабжения потребителей промышленной сферы. Многониточные системы более дорогие по сравнению с однониточными аналогами, у них большие габариты.

ГРП с байпасной линией

Выше рассмотрено, как расшифровывается ГРП и каких видов бывает. В этом пункте будет представлен последний вариант организации газорегуляторного пункта - с байпасом.

Байпасом называется обводная, другое наименование - резервная, линия редуцирования природного газа. Она используется в момент ремонта основной.

Многониточные или однониточные схемы наделены байпасной линией. Она оснащается тем же оборудованием, что и рабочая, но не участвует в процессе снабжения газом, если основная линия исправна.

Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленной естественной малой проницаемостью пород, или скважины, фильтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность н давление поглощения. Результаты исследования на приток и данные о поглотительной способности скважины до и после разрыва дают возможность судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва, судить об изменениях проницаемости пород призабойной зоны после разрыва. 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), поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими проппастками 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 подают на забой (рисунок 1.3). При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливают пакер. Чтобы он не сдвигался по колонне при повышении давления на трубах рекомендуется устанавливать гидравлический якорь (рисунок 1.4). 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 колонну, оказывают тем большее тормозящее действие, чем выше давление. Имеются якоря и других типов.

Рисунок 1.3 - Схема оборудования скважины при гидравлическом разрыве пластов: 1 - пакер; 2 - гидравлический якорь; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - заливочная головка

Рисунок 1.4 - Схема устройства гидравлического якоря

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей. Общая схема обвязки и расположения оборудования у скважин приведена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 - Схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта: 1 - нефтяная емкость; 2, 4 - агрегаты высокого давления; 3 - скважина; 5 - вспомогательный агрегат; 6 - пескосмеситель; 7 - автоцистерны

Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. Если для разрыва используется слабо фильтрующаяся жидкость, а также если проницаемость пород в призабонной зоне заметно ухудшена вследствие засоренности глинистым раствором, в момент разрыва иногда наблюдается снижение давления нагнетания.

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х гг. начали применять жидкости на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В настоящее время в США более 70% всех ГРП производится с использованием этих жидкостей. Гели на нефтяной основе используются в 5% случаев, пены со сжатым газом (обычно СО 2 и N 2) применяют в 25% всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Современные материалы, используемые для закрепления трещин в раскрытом состоянии - пропанты. Они классифицируются следующим образом: кварцевые пески и синтетические пропанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам пропантов, которые влияют на проводимость трещины, относятся такие параметры, как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, качество (наличие примесей, растворимость в кислотах), форма гранул (сферичность и округлость) и плотность.

Основным и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин является песок. Его плотность составляет приблизительно 2,65 г/см 2 . Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические пропанты с плотностью 2,7-3,3 г/см 2 , используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные пропанты, такие как спеченный боксит и окись циркония, используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,2-3,8 г/см 2 . Использование сверхпрочных пропантов ограничивается их высокой стоимостью.

Кроме того, в США применяется так называемый суперпесок - кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающими прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося пропанта из трещины. Плотность суперпеска составляет 2,55 г/см 2 . Производятся и используются также синтетические смолопокрытые пропанты.

Прочность является основным критерием при подборе пропантов для конкретных пластовых условий с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта. Поэтому для различных глубин применяют следующие виды пропантов: кварцевые пески - до 2500 м; проппанты средней прочности - до 3500 м; пропанты высокой прочности - свыше 3500 м.

До недавнего времени в качестве пропанта в России использовался только натуральный песок в количестве до 130 т/скв, а в большинстве случаев закачивалось 20-50 т/скв. В связи с относительно небольшой глубиной залегания обрабатываемых пластов не было необходимости в применении синтетических высококачественных пропантов. До конца 80-х гг. при проведении ГРП использовалось в основном отечественное или румынское оборудование, в некоторых случаях - американское.

Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП в низкопроницаемых газоносных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000-4000 м), Ставропольского (2000-3000 м) и Краснодарского (3000-4000 м) краев, Саратовской (2000 м), Оренбургской (3000-4000 м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000-5000 м)) областей.

Выбор технологической схемы и эффективность обработки в значительной степени зависят от мощности оборудования. Установлено, что наилучшие результаты получаются при высоких давлениях нагнетания и большой производительности оборудования, что объясняется, по-видимому, значительным раскрытием трещин при высоких давлениях и заполнением их песком. Отечественная промышленность выпускает агрегаты 2АН-500 и 4АН-700, предназначенные для проведения гидроразрывов пластов. Агрегат АН-500 может создавать рабочее давление до 50 Мн/м 2 . Использование 3-4 агрегатов одновременно дает возможность нагнетать в скважину жидкость разрыва со скоростью 10-15 дм 3 /сек при давлении до 50 Мн/м 2 . Процесс смешения песка с жидкостью механизируется при помощи специальных пескосмесительных агрегатов. Пескосмесительный агрегат П-100 конструкции Гидронефтемаша способен создавать содержание песка в песконосителе до 1000 кг/м 3 при производительности по сухому песку до 100 т/ч. Сконструирована передвижная лаборатория, позволяющая непрерывно наблюдать за параметрами жидкостей разрыва и технологией проведения процесса.

Кроме описанной схемы гпдроразрыва, 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.

Многократный разрыв пласта можно осуществлять следующими способами:

1. Проводить гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью нагнетать вещества, временно закупоривающие трещину или закрывающие перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это дает возможность вновь повысить давление и разорвать пласт в другом месте. В качестве закупоривающего материала были использованы зернистый нафталин, эластичные шарики из пластмассы и др. При освоении скважин нафталин растворяется в нефти и удаляется из трещины, а шарики выносятся потоком на поверхность.

2. Зону, предназначенную для образования трещин, можно каждый раз разобщать двумя пакерамн или гидравлическими затворами и проводить разрыв пласта по обычной технологии.

3. Осуществлять многократный разрыв с изоляцией нижележащих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой.

В разрезах с большим числом прослоев глин, т.е. с низкой проницаемостью по вертикали, весьма желательно создавать вертикальные трещины, соединяющие продуктивные пропластки. Для образования вертикальных трещин применяют нефильтрующиеся жидкости разрыва. Вертикальные трещины могут образоваться также при нагнетании фильтрующихся жидкостей разрыва при быстром повышении расхода жидкости и давления на забое.

Для облегчения разрыва пластов в заранее выбранном месте предварительно можно осуществлять пескоструйную перфорацию или торпедирование колонны: этот же участок разобщается (герметизируется) пакерами.

На промыслах СССР ежегодно проводилось свыше 2500 операций гидроразрыва пластов. Эффективность ГРП составляет примерно 70%.

Технология гидроразрывов пласта быстро усовершенствуется. Работниками научно-исследовательских институтов и промыслов предложено большое число различных вариантов поинтервального разрыва пласта, методов предохранения цементного кольца от разрушения или разрыва и различных технологических приемов, улучшающих результаты разрыва.

Весьма важным вопросом при проведении гидроразрыва, требующим 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.

В современной отрасли нефтедобычи гидроразрыв пласта (ГРП) представляет собой эффективный метод воздействия на призабойную область скважины. Этот способ необходим для увеличения продуктивной отдачи от месторождения нефти или газа, степени поглощения нагнетательных разновидностей скважин, а также в рамках работ по изоляции грунтовых вод. Сам процесс гидравлического разрыва пласта включает создание новых трещин и увеличение уже имеющихся, которые пролегают в призабойной породе. Воздействие на трещины происходит посредством регулировки давления жидкости, подаваемой в скважину. В результате гидроразрыва пласта из скважины становится возможно добывать ценные ресурсы, расположенные на удаленном расстоянии от ствола.

Из истории появления гидроразрывов пласта

Разработки по увеличению производительности нефтедобычи из готовых скважин проводились в Штатах уже в конце XIXвека: тогда был опробован способ стимулирования посредством взрыва нитроглицерина, который разбивал твердые породы и позволял получать оттуда ценные ресурсы. В тот же период производились испытания по разработке призабойной зоны при помощи кислоты, и последний метод получил активное распространение в 30-е годы прошлого века.

В ходе применения кислоты для стимулирования продуктивности скважин было установлено, что повышение давления может привести к разрывам пластов. С этого началось развитие идеи гидроразрыва пластов породы, и первую попытку предприняли уже в 1947 году. Несмотря на неудачу, исследователи продолжали разработку метода, и их работы увенчались успехом спустя два года. В 50-е годы в Штатах все чаще стали проводиться разработки с применением метода гидравлических разрывов пласта, и к последней трети XXвека число таких операций превысило миллион только в самой Америке.

Гидравлический разрыв пласта как методика разработки скважин стал использоваться и в СССР: первые попытки отмечены 1959 годом. После этого наступил период угасания популярности этого способа, поскольку на территории Сибири стали разрабатывать скважины, которые и без дополнительных манипуляций обеспечивали бесперебойную добычу нефти и газа в нужных объемах. С конца 80-х методика вновь получила распространение, когда прежние месторождения перестали давать такое же количество ценных ресурсов, но еще не могли быть сочтены полностью исчерпанными. В настоящее время методика гидравлического разрыва пласта применяется на территории всей России, а также в других государствах.

Разновидности гидравлических разрывов пласта

В современной области разработки ресурсов различают два вида гидравлического разрыва:

• Проппантный гидроразрыв пласта. При этом методе применяется специальный материал для расклинивания. Во время процедуры проппант заливают внутрь для того, чтобы создаваемые от давления трещины не соединялись обратно. Такая разновидность способа хорошо подходит для песчаников, алевролитных и других терригенных пород. Гидравлический разрыв с пропаннтом используется чаще всего.
• Гидроразрыв пласта с применением кислоты. Такой метод более приемлем для карбонатных пород, и трещины, которые получаются при сочетании повышения давления и добавления разрушающей жидкости, не нуждаются в дополнительном закреплении, как в первом случае. Главное отличие кислотного гидравлического разрыва от обычной обработки той же кислотой заключается в количестве материала и степени давления.

Вне зависимости от типа обработки успешность применения ГРП зависит от ряда факторов. Прежде всего, объект для осуществления метода должен быть выбран с учетом его особенностей, видов пластов, а также глубины и интенсивности разработки. Выбор технологии зависит от условий, в которых находится скважина. При правильном применении эффективность нефтедобычи в обработанной скважине становится намного выше.

Процесс проведения гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта целесообразно проводить для скважин с невысокой продуктивной способностью, которая происходит из-за естественной плотности слоев или при снижении качества фильтрации после вскрытия очередного слоя.

Процесс обработки занимает несколько этапов:

• Исследование скважины, в ходе которого определяется ее способность к поглощению, устойчивости к давлению и другие параметры.
• Очистка скважины. Для этого применяют дренажные насосы и промывают ствол, чтобы свойства фильтрации в призабойной области были достаточными для дальнейшей работы. Также скважина может быть обработана соляной кислотой, чтобы условия для формирования трещин от разрыва были оптимальны.
• Спуск в скважину труб для подачи жидкости в забой. Обсадная колонна оснащается пакером и гидроякорем для того, чтобы давление не деформировало трубу. Устье оснащается головкой для подсоединения оборудования, которое необходимо для нагнетания промывочной жидкости.
• Сам гидроразрыв производится посредством нагнетания жидкости до того времени, пока в пласте не появятся трещины. Сразу после гидравлического воздействия требуется закачать жидкость на высокой скорости.
• Устье перекрывается, скважину не трогают до уменьшения показателей давления.
• Промывка скважины после гидравлического разрыва и освоение.

При небольшой глубине гидроразрыв пласта может быть осуществлен без труб НКТ либо без предохранителя. В первой ситуации нагнетание производится по обсадным трубам, а во второй оно может быть организовано и по кольцу вокруг них. Данная методика позволяет минимизировать потери в показателях давления, если в процессе используется жидкость очень густой консистенции. Кроме того, для некоторых скважин проводят многоступенчатый разрыв, при котором разные пласты получают трещины, благодаря чему их проницаемость сильно возрастает.

Для определения местоположения самих трещин применяется метод радиоактивного каротажа. Данная технология позволяет узнать, где именно находятся разрывы, при введении обыкновенного и заряженного песка.