Дипломная (вкр): Гидроразрыв пласта

Аналогичным образом производят многократный ГРП с использованием временно закупоривающих веществ (например, зернистого парафина). В этом случае после получения первой трещины в скважину вместе с жидкостью вводят временно закупоривающие вещества, что приводит к закупорке образовавшейся трещины, к повышению давления и разрыву пласта в другом интервале. Затем в жидкость разрыва вновь вводят закупоривающее вещество и добиваются разрыва в новом интервале. Таким образом осуществляют многократный разрыв. При освоении скважины закупоривающие вещества либо растворяются в нефти (нафталин) и удаляются из трещин, либо выносятся потоком на поверхность (шарики из пластмассы).

Если в скважине общим фильтром разрабатывается несколько пластов или пропластков, то применяют поинтервальный ГРП, т.е. в заданном прослое. Такой гидроразрыв пласта осуществим, если эксплуатационные объекты изолированы слоями непроницаемых пород (например, глин), имеющих толщину нескольких метров, с хорошим перекрытием. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в другие пласты.

В случае направленного разрыва интервал, предназначенный для этой цели, разобщают двумя пакерами (сверху и снизу зоны разрыва), после чего проводят разрыв.

Для определения глубины образовавшейся в процессе разрыва трещины в последнюю порцию песка добавляют некоторое количество песка, активированного радиоактивными изотопами. Сравнивая результаты гамма-каротажа по диаграммам, снятым до и после ГРП, определяют глубину с повышенной по сравнению с естественным фоном интенсивностью гамма-излучения, которая и характеризует глубину образовавшейся трещины.

При значительной толщине пласта или при наличии в скважине нескольких продуктивных горизонтов (пропластков) можно провести многократный поинтервальный ГРП путем последовательной перфорации каждого продуктивного интервала, проведения ГРП, последующей засыпки песком этого интервала, вскрытия перфорацией вышележащего объекта, проведения ГРП в этом интервале и т.д.

На рис. 2.4 показана последовательность многократного поинтервального ГРП в скважине, в которой планируется одновременная эксплуатация трех пропластков одним общим фильтром.

В этом случае применяют избирательную перфорацию нижнего пропластка в узком интервале, затем после установления пакера осуществляют гидроразрыв этого пропластка (см. рис. 2.4, а), применяют избирательную перфорацию среднего пропластка в узком интервале, засыпают песком скважину в интервале нижнего пропластка и проводят гидроразрыв среднего пропластка (см. рис. 2.4, б); применяют избирательную перфорацию верхнего пропластка в узком интервале, засыпают песком средний пропласток и проводят гидроразрыв верхнего пропластка (см. рис. 2.4, в). После этого промывают скважину до забоя, спускают оборудование и пускают скважину в эксплуатацию (см. рис. 2.4, г).

При планировании процесса ГРП необходимо знать объем жидкости разрыва, объем жидкости-песконосителя, концентрацию песка в ней и количество песка.

Объем жидкости разрыва устанавливают исходя из конкретных условий. По опытным данным при плотных породах (при вскрытой толщине пласта не более 20 м) объем жидкости разрыва следует устанавливать из расчета 4-6 м³ на 1 м толщины пласта. При вскрытой толщине пласта более 20 м-на каждые 10 м толщины количество жидкости разрыва должно быть увеличено на 1-2 м³.

Если пласт сложен из слабосцементированных пород, то количество жидкости разрыва увеличивают в 1,5-2 раза по сравнению с указанными.

Объем жидкости-песконосителя (в м³)

где Q_П-количество закачиваемого песка, кг;

С-концентрация песка в жидкости, кг/м³,

Концентрацию песка в жидкости-песконосителе определяют по эмпирической формуле

C=4000/u

где С-оптимальная концентрация песка, кг/м³;

u-скорость падения зерен песка, м/ч (эта скорость зависит от вязкости жидкости и определяется опытным путем).

Для заполнения трещин при ГРП используют кварцевые пески с размерами зерен 0,5 - 0,8 мм.

Количество песка Qn для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. При определении Qn учитывают конкретные условия и обычно основываются на опыте ранее проведенных ГРП. Обычно принимают Qn равным 8000 - 20000 кг.

В качестве рабочих жидкостей для ГРП используют углеводородные жидкости (сырую вязкую нефть, керосин или дизельное топливо, загущенные мылами, нефтекислотные эмульсии и др.) и водные растворы (вода, сульфит-спиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты и др.). Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах, а водные растворы-в нагнетательных.

Жидкость разрыва выбирают в соответствии с геолого-эксплуатационной характеристикой скважины, т.е. с учетом вязкости и фильтруемости, а жидкости-песконосители - с учетом ее способности удерживать песок во взвешенном состоянии.

На практике в качестве рабочей жидкости (жидкости разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной) широко используют эмульсии (гидрофобную и гидрофильную водонефтяную, нефте-керосинокислотную и др.). Рабочая жидкость должна удовлетворять следующим требованиям:

не снижать абсолютную и фазовую проницаемости породы;

не содержать механических примесей, а при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не образовывать нерастворимых осадков;

обладать стабильной вязкостью в условиях обрабатываемого пласта в процессе проведения ГРП.

В качестве жидкости-песконосителя в соответствии с характеристикой пород пласта рекомендуется применять вязкие, слабофильтрующиеся жидкости, а в качестве продавочной - сырые, маловязкие нефти или воду, обработанную ПАВ. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать малой вязкостью и способствовать отмыву пласта от жидкости-песконосителя.

Песок при ГРП применяют для закрепления трещин и сохранения их высокой проницаемости после разрыва пласта и снижения давления.

Чтобы удержать трещину в раскрытом состоянии, песок должен быть хорошо отсортирован, не содержать пылеватых, илистых, глинистых и карбонатных частиц, а также обладать достаточной прочностью и не разрушаться во время сжатия (смыкания) трещины. Поэтому твердость песка должна быть выше твердости пород пласта.

2.2 Технология разрыва пласта для карбонатных пород

В карбонатных породах проводят гидрокислотные разрывы. Они пред-назначены для улучшения фильтрационных свойств пласта и призабойной зоны путем создания сети трещин, пустот, каналов разъедания. При взаимодействии соляной кислоты и карбонатных пород происходят следующие реакции:

для известняков

CaCO₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂,

для доломитов

CaMg(CO₃)₂ + 4HCl = CaCl₂ + MgCl₂ + 2H₂O + 2CO_2.

Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами - двухлористый кальций (CaCl₂) и двухлористый магний (MgCl₂) - хорошо растворимые в воде, а также остаток непрореагировавшей кислоты при промывке скважины извлекаются на поверхность. Углекислый газ (CO₂) в зависимости от давления либо растворяется в воде, либо выделяется в виде свободного газа и легко удаляется из скважины.

Под действием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а, следовательно, и производительность нефтяных (газовых) скважин и приемистость нагнетательных скважин.

Концентрированную соляную кислоту разбавляют водой до заданного содержания HCl (рабочий раствор) на месте ее хранения или непосредственно у скважины перед началом операции.

Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, необходимо определить количество воды, потребное для ее разбавления до за данной концентрации.

Объем концентрированной товарной кислоты V_т, необходимо для получения объема V_р рабочего раствора заданной концентрации (в м³), определяют по формуле

Где р - плотность товарной кислоты, кг/м³;

р - плотность готового рабочего раствора, кг/м³;

Зная объем концентрированной товарной кислоты нетрудно определить количество воды, необходимое для смешивания с товарной кислотой для получения рабочего раствора заданной концентрации:

Раствор заданной концентрации приготавливают следующим образом.

Соответственно расчету в емкость наливают воду, добавляют ингибитор, стабилизатор и техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев этого реагента, что контролируют анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают и далее дают раствору отстоятся до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Добавки ингибитора, стабилизатора и интенсификатора обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводят.

К рабочему раствору соляной кислоты, как указывалось, добавляют следующие реагенты.

1. Ингибиторы-вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавляют в количестве до 1%.

В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%); уникод (0,1%); реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%); катапин А (0,1%) и др. Указанные ингибиторы снижают коррозионную активность соляной кислоты от 7-8 (формалин) до 20 раз (катапин А).

2. Интенсификаторы-поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3-5 раз поверхностное натяжение на границе нефть-нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты.

В качестве интенсификаторов применяют некоторые ингибиторы, такие как катамин А, ОП-10, ОП-7 и др.

3. Стабилизаторы-вещества, необходимые для удержания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСl с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты, вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария:

₂SO₄ + BaCl₂ = BaSO4 + 2НС₂.

В этом случае раствор НСl перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (ВаCl₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) удерживается в растворе и удаляется в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

В качестве стабилизатора используют уксусную и плавиковую кислоты.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для удержания во взвешенном состоянии солей алюминия и геля кремниевой кислоты используют стабилизаторы-уксусную (СНзСООН) и плавиковую (фтористоводородную-HF) кислоты.

В целом технология проведения солянокислотного разрыва пласта аналогична простой, только вместо жидкости-песконосителя применяется соляная кислота.

3. Анализ технологии процессов ГРП проведённых в ПО «Белоруснефть»

В настоящее время наиболее актуальной задачей для ПО Белоруснефть является поддержание добычи нефти на достигнутом уровне. Важнейшая роль при этом отводится методам интенсификации притока нефти к забою скважины. Одним из наиболее перспективных методов воздействия на пласт является гидравлический разрыв пласта. В настоящее время в мировой практике накоплен большой опыт работ по ГРП. Значительные объемы таких работ выполнены и в ряде нефтегазодобывающих районов России, особенно в Западной Сибири.

Весь накопленный опыт может быть использован при внедрении ГРП на скважинах, эксплуатирующих низкопродуктивные пласты месторождений ПО Белоруснефть.

При рассмотрении перспектив внедрения ГРП в ПО Белоруснефть рассматривались и прорабатывались два варианта работ:

Первый вариант - привлечение специализированных фирм для выполнения работ по схеме сервисных услуг.

Второй вариант - закупка импортного оборудования и выполнение работ по ГРП собственными силами.

.1 Выбор скважин и подготовка геолого-промысловых данных для планирования ГРП

Оценка перспектив ГРП на нефтяных месторождениях ПО Белоруснефть показала, что фонд скважин, по которому можно ожидать окупаемость затрат, небольшой. Для установления соответствия выполненного прогноза фактической успешности работ по ГРП было принято решение включить в число первой группы опытных скважин, скважины как технологически успешные по прогнозу, так и неуспешные.

В результате выбора и обсуждения в первую группу скважин для выполнения опытных работ по ГРП включили следующие скважины: 238, 250 Речицкого, 72, 76 Мармовичского и 115 Вишанского месторождений. На выполнение работ по этим скважинам был заключен контракт с фирмой «Довелл Шлюмберже».

В конце 1996 - начале 1997 года институтом БелНИПИнефть по указанным скважинам для фирмы «Довелл Шлюмберже» была подготовлена исходная геолого-техническая информация, необходимая для расчета технологических режимов и процесса ГРП. В перечень информации входили сведения о пласте и скважине, истории ее работы. В качестве примера в таблице 3.2.1 приведены данные, которые институт БелНИПИнефть готовил и представлял фирме «Довелл Шлюмберже» по каждой скважине.

По каждой из скважин были выполнены гидродинамические исследования по оценке текущих фильтрационных свойств пласта, околоствольной зоны и пластового давления. Вся подготовленная информация по факсу была передана фирме «Довелл Шлюмберже».

Как показали гидродинамические исследования все выбранные для ГРП скважины относятся к низкодебитному фонду. Дебит жидкости по ним не превышает 6 т/сут., а нефти - 5 т/сут. (табл. 3.2.1). Околоствольная зона скважин 72, 76 Мармовичского и 250 Речицкого месторождений в значительной степени раздренирована. Показатель скин-эффекта по этим скважинам находится в пределах минус 7. Только по скважинам 238-Речицкая и 115-Вишанская показатель скин-эффекта - положительный (8,2 и 0,2 ед. соответственно). Замеры пластовых давлений по залежам показали, что они в значительной степени снижены. Так, по скважине 72-Мармовичская пластовое давление составляет 83% от гидростатического, по скважине 76-Мармовичская - 76% от гидростатического. По скважинам Речицкого месторождения эти показатели еще ниже - 59% по скважине 238 и 40% - по скважине 250. Только по скважине 115-Вишанской пластовое давление на 12% превышает гидростатическое.

Проницаемость пластов составляет (табл. 3.2.1.) по скважине 72-Мармовичская - 0,2 мД, по скважине 76-Мармовичская - 0,4 мД, по скважине 115-Вишанская - 11,4 мД, по скважине 238-Речицкая - 34 мД и по скважине 250-Речицкая - 0,8 мД.

После изучения фактического материала и выполнения соответствующих расчетов специалисты фирмы Шлюмберже приняли решение на скважинах 238-Речицкая (эксплуатирует ланский горизонт) и 250-Речицкая (эксплуатирует воронежский горизонт) провести гидравлический разрыв пласта с закачкой в трещины в качестве расклинивающего агента пропанта, а на скважинах 72 -, 76 - Мармовичская и 115 - Вишанская, работающих с задонского горизонта, провести гидрокислотный разрыв с закачкой порций 24%-ной соляной кислоты. Причем на скважинах 238 и 250-Речицкие перед основным разрывом для изучения свойств пластов и корректировки технологических режимов его проведения запланировали провести мини-разрыв.