В каком из методов увеличения продуктивности скважины используется проппант как жидкость разрыва

Обновлено: 04.07.2024

Оптимизация технологий многостадийного гидроразрыва пласта в коллекторах с близким расположением газонефтяного и водонефтяного контактов и наличием слабовыраженных барьеров с низким контрастом напряжений

Е.Г. Казаков, И.Г. Файзуллин, Э.Ф. Сайфутдинов
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
А.А. Корепанов
ООО «Газпромнефть-Ямал»
Н.В. Чебыкин
ООО «Газпромнефть-Хантос»
А.Ю. Конопелько
АО «Мессояханефтегаз»

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, низкий контраст напряжений, слабые барьеры, маловязкие жидкости, ПАВ, микросейсмический мониторинг, гибкие НКТ (ГНКТ)

Для эффективной стимуляции скважин методом ГРП необходима глубокая инженерная и технологическая проработка. В работе показаны различные пути оптимизации МГРП в пластах со слабовыраженными барьерами и низким контрастом напряжений. Одним из решений поставленных задач является оптимизация существующих гуаровых систем жидкости для контроля высоты трещины. Для достижения максимального эффекта проводилось постепенное снижение концентрации полимера, и использовались маловязкие жидкости и комбинированные буферные стадии. Дополнительно проводились работы по оптимизации расписания закачки и повышения его агрессивности. С целью достижения наибольшего эффекта по очистке трещины происходило постепенное повышение концентрации ферментного деструктора. В качестве альтернативного подхода в стимуляции была выбрана жидкость ГРП на бесполимерной основе (ПАВ). Для минимизации рисков, связанных с получением СТОПа, внедрено применение компоновок МГРП с многоразовыми муфтами, управляемыми ключом с привлечением установки ГНКТ и мониторингом забойного давления. В качестве дополнительных методов контроля применялся микросейсмический мониторинг и различные геофизические исследования. Анализ фактического дебита показал успешность примененных подходов для достижения максимальной эффективности работы простимулированных скважин.

Optimization of multistage hydraulic fracturing technologies in reservoirs with close oil-gas and water-oil contacts and the presence of weak barriers with low stress contrast

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 3(13), pp. 73-77

E.G. Kazakov, I.G. Fayzullin, E.F. Sayfutdinov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
A.A. Korepanov
Gazpromneft–Yamal LLC, RF, Tyumen
N.V. Chebykin
Gazpromneft–Khantos LLC, RF, Khanty-Mansiysk
A.Yu. Konopelko
Messoyakhaneftegaz JSC, RF, Tyumen

Keywords: hydraulic fracturing, low stress contrast, weak barriers, low-viscosity liquid, surface active agent, microseismic monitoring, coil tubing

For effective stimulation of wells by hydraulic fracturing requires deep engineering and technological research work. The paper shows various ways of optimization multistage fracturing operations in reservoirs with weak barriers with low stress contrast. One of the solutions of the tasks is to optimize the existing guar fluid systems to control the fracture height. To achieve the maximum effect was carried out gradual decrease the polymer concentration, used low-viscosity liquids and combined "pad" stages. Additionally, had been performing works to optimize the pumping schedule and increase its aggressiveness. To achieve the maximum effect for cleaning of the created fracture, the concentration of enzyme destructor was gradual increasing. As an alternative approach to stimulation, was chosen hydraulic fracturing on a non-polymer fluid system (surface active agent). To minimize the risks associated with STOP regime, has been implemented multi-stage completion system with reusable sleeves, which controlled by special key with involvement of coil tubing and bottom-hole pressure monitoring. As in addition methods of control had been using microseismic monitoring and different geophysical studies. Analysis of actual oil production rate showed the success of the applied approaches to achieve maximum efficiency of the stimulated wells.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-3-73-77

Введение

В портфеле активов «Газпром нефти» имеется ряд месторождений, пласты которых характеризуются отсутствием ярко выраженных литологических барьеров для газа и воды. Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) без глубокой инженерной проработки и внедрения технологий не эффективно. Для успешного введения в эксплуатацию объектов – п-ова Ямал требуется поиск оптимальных решений. В данной работе рассмотрены различные сценарии проработки путей оптимизации технологии ГРП. Анализ фактической работы простимулированных скважин показывает, что в итоге удалось найти успешное решение. Благодаря комплексному подходу специалистов компании была проведена большая работа по оптимизации ГРП, что позволило повысить производительность скважин.

Апробация оптимизации жидкости и дизайна ГРП

На месторождениях Западной Сибири для коллекторов с близким расположением газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов и слабовыраженными барьерами с низкими напряжениями одной из задач является необходимость контроля высоты трещины ГРП для исключения приобщения непроектных интервалов. В связи с тем, что технологии с низкополимерными модифицированными или ПАВ рецептурами пока не получили широкого распространения из-за более высоких стоимости и требований к оборудованию, очевидным решением представляется оптимизация существующих гуаровых жидкостей ГРП в направлении снижения концентрации (загрузки) полимера и использования в качестве буферной и/или песконесущей жидкости маловязких жидкостей [1]. В рассматриваемом случае оптимизация была начата с жидкостей и дизайна ГРП, а именно с постепенного снижения загрузки (концентрации) полимера и повышения агрессивности графика-закачки (уменьшение доли объема буфера, увеличение максимальной концентрации проппанта и снижение расхода жидкости). Первые опробования проводили в наклонно направленных скважинах, конструкция которых предотвращает риск аварии из-за оседания проппанта в хвостовике горизонтальной секции. После получения положительных результатов была выполнена закачка в горизонтальных скважинах с заканчиванием компоновками многостадийного ГРП (МГРП) [2]. Концентрация полимера, основные характеристики пласта до и после оптимизации приведены в таблице. Первоначально вязкость сшитой жидкости составляла 800 мПа ⋅с, что объяснялось большими утечками жидкости в матрицу пласта.

Высокая вязкость системы жидкости позволяла избежать риск получения СТОПа и гарантировала достаточность гидравлического раскрытия трещины, однако при этом увеличивалась ее высота, что многократно повышало риск приобщения газа и воды. Оптимизация ГРП происходила по направлению снижения загрузки полимера, а также увеличения концентрации ферментного (энзимного) брейкера для очистки трещины от остатков полимера и соответственно повышения остаточной проводимости трещины. Проведенные работы позволили без увеличения аварийности существенно снизить загрузку полимера – с 3,6 до 2,2 кг/м 3. В результате было достигнуто снижение вязкости сшитого геля в среднем до 400–450 мПа ⋅с. В целом на проекте было проведено 370 скважино-операций, доля осложнений (СТОП) составила менее 5 %, что явилось очень хорошим показателем. В основном осложнения связаны с техническими причинами (работой оборудования), такими как отклонения в подаче проппанта (скачки концентрации проппанта) и химических реагентов. Для подтверждения правильности выбранного подхода проводился инструментальный контроль высоты трещины – микросейсмический мониторинг (МСМ), который позволяет оценить эффективность работ физически, а не только по параметрам добычи или результатам моделирования в симуляторе ГРП. На рис. 1 приведено сравнение высоты трещины по дизайну ГРП и лоцированным событиям МСМ. Данные моделирования и МСМ были подтверждены работой скважин без признаков прорыва в непроектные горизонты [3].

Опытно-промышленные работы по оптимизации жидкости и дизайна ГРП

Помимо апробации оптимизации жидкости и дизайна ГРП проводились опытно-промышленные работы (ОПР) с закачкой вязкоупругих ПАВ. Жидкость на основе вязкоупругих ПАВ по сравнению с жидкостью на гуаровой основе имеет хорошую песконесущую способность при пониженной вязкости (около 250 мПа⋅с), но при этом предъявляются очень высокие требования к технологическим средствам ее применения и, кроме того, жидкость на основе вязкоупругих ПАВ имеет значительно более высокую стоимость.

Проведены девять скважино-операций, доля осложнений (СТОП) по данной технологии составила 25 %, основной их причиной послужила неготовность подрядчика к проведению работ по технологии с применением данной рецептуры жидкости. Результаты работы скважин оценивались по безразмерному индексу продуктивности, приведенному к дебиту скважины после выполнения одной стадии ГРП. Эффективность технологии ГРП с применением жидкости на основе вязкоупругих ПАВ получила свое подтверждение, однако из-за высокой стоимости и большого процента осложнений по сравнению с технологией с использованием жидкости на гуаровой основе не получила широкого распространения. Для минимизации рисков прорыва при ГРП с закачкой проппанта массой 8–10 т также применено устройство для сброса шаров, позволяющее проводить плановые восемь стадий МГРП без остановки закачки, что доказало свою эффективность. В результате кратно снижается непроизводительный объем закачиваемой жидкости в пласт (уменьшение объема жидкости на 30–40 % за счет отмены тестовых закачек на каждую стадию МГРП и сокращения объема жидкости на стадии продавки), уменьшается время на проведение восьми стадий ГРП (с момента заезда флота ГРП практически в 2 раза). Достигнуто значительное ускорение, например, закачка проппанта массой 10 т на стадию при восьмистадийном ГРП была завершена за 2 ч (рис. 2).

Однако при закачке в поток проппанта массой 8–10 т на муфту ГРП имеется риск получения осложнения из-за того, что во время прохождения проппанта в стимулируемую зону пласта шар для активации последующего порта уже сброшен в скважину. В случае получения СТОПа нахождение шара в колонне НКТ серьезно затрудняет дальнейшее проведение работ в скважине [3]. Для минимизации данных рисков внедрены компоновки МГРП с многоразовыми муфтами, управляемыми ключом на гибкой НКТ (ГНКТ). Закачка жидкости ГРП осуществляется по малому затрубному пространству со спуском ключа на ГНКТ ниже порта, на который проводится ГРП. Это позволило избавиться от «лишних» спускоподъемов компоновки при проведении каждой стадии, в связи с чем появилась уникальная возможность мониторинга забойного давления по давлению в ГНКТ в режиме реального времени (рис. 3).

Это дало возможность оценивать упаковку трещины проппантом при проведении операций и обоснованно предлагать оптимизационные изменения к плану закачки. После выполнения операции порт закрывается, что исключает дополнительную кольматацию только что обработанной зоны, а также способствует выносу проппанта из простимулированного порта в ствол скважины при продолжении работ по стимуляции следующих стадий. На части месторождения принято решение о тиражировании данной технологии. Внедрение всех описанных этапов оптимизации жидкости и технологий ГРП позволило достичь параметров закачек при ГРП, приведенных на рис. 4. Помимо снижения содержания полимера в жидкости ГРП в «Газпром нефти» реализован метод закачки комбинированных буферных стадий (линейный + сшитый гели) с постоянным уменьшением концентрации сшитой жидкости без изменения объема буферной стадии вплоть до закачки полностью линейных буферных стадий для коллекторов, в которых отсутствует риск прорыва в непроектный интервал. Работы были реализованы в Западной Сибири, закачка проводилась в пласты, залегающие на глубине (а.о.) 2350–2650 м, характеризующиеся низкими ФЕС, эффективность применения сшитой жидкости разрыва в которых достигает более 60 %. Полученные положительные результаты и опыт впоследствии были адаптированы и перенесены на объекты, где есть риск прорыва в ГНК и ВНК. Такие объекты для проведения ГРП характеризуются довольно высокими значениями ФЕС, глубина их залегания (а.о.) составляет 750–780 м, эффективность использования сшитой жидкости достигает 45 %. Для данных коллекторов в дальнейшем оптимизация закачки на основе линейного геля доведена до концентрации проппанта 200 кг/м3 фракцией 16/20, на основе сшитой жидкости – до 1400 кг/м3 фракцией 12/18.

Первая горизонтальная скважина, в которой был опробован данный подход, была оснащена компоновкой заканчивания с пятью муфтами МСГРП, активируемыми шарами, с длиной горизонтальной секции примерно 1000 м. Увеличение линейной части буферной стадии проводилось поэтапно. При проведении основного ГРП на пятой стадии использовали линейную жидкость как на буферной, так и на проппантной стадиях закачки до концентрации проппанта 200 кг/м3. Дальнейшая закачка с набором концентрации проппанта до 1400 кг/м3 осуществлялась на основе сшитого геля, использовалась загрузка геля концентрацией 2,4 кг/м3. Кроме того, расход закачки был снижен с 2,4 м3/мин на буферной части до 2,0 м3/мин к концу работы. Средняя масса проппанта составила 30 т на стадию. Показатели добычи нефти превысили ожидаемые на 25 %. Оптимизация жидкости, технологии ГРП и графика закачки в настоящее время еще не закончена и в дальнейшем будет развиваться, в направлении поиска соотношения линейной и сшитой частей геля (рис. 5).

Планируется снижение концентрации полимера до 1,8 кг/м3, повышение максимальной концентрации проппанта до 1600–1800 кг/м3, а также применение более крупного проппанта фракцией 10/14.

Заключение

Специалисты компании «Газпром нефть» в области разработки и освоения трудноизвлекаемых запасов месторождений Западной Сибири с близким расположением ГНК и ВНК и слабовыраженными литологическими барьерами нашли успешный технологический подход. Опробованы и внедрены решения по проведению ГРП в условиях близкого расположения ГНК и ВНК с сохранением технологической успешности без увеличения стоимости работ, такие как снижение загрузки гуарового полимера, применение устройства для сброса шаров в поток, гибридного дизайна ГРП, равнопроходных бесшаровых технологий заканчивания. Эффективность оптимизированных технологий подтверждается фактической работой простимулированных скважин. Это открывает перспективы для тиражирования таких технологий на другие объекты дочерних обществ компании с аналогичными или близкими условиями.

Список литературы

Жидкости, применяемые при ГРП

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими данными.

Для достижения успешной обработки жидкость гидроразрыва должна удовлетворять определенным физическим и химическим свойствам:

она должна быть совместима с материалом пласта;
она должна обладать способностью, удерживать во взвешенном состоянии пропант и транспортировать его в глубь трещины;
она должна обладать способностью за счет присущей ей вязкости развивать необходимую ширину трещины для приема пропанта;
она должна легко удаляться из пласта после обработки;
она должна иметь низкие потери на трение;
приготовление жидкости должно быть простым и легко выполнимым в полевых условиях;
она должна обладать такой стабильностью, чтобы сохранить вязкость в процессе всей обработки;
жидкость должна быть эффективной с точки зрения стоимости.

Жидкости гидроразрыва делятся на 3 категории:

жидкость разрыва,
жидкость - песконоситель,
жидкость продавочная.

Жидкость разрыва является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойную зону пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

Жидкость-песконоситель используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения ее песком (пропантом).

Она должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

Продавочная жидкость применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

Технология ГРП

Технология ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида (природный газ, вода, конденсат, нефть или их смесь) к забою скважины.

дебит скважины, как правило, резко возрастает или существенно снижается депрессия.
позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.
может также использоваться для дегазации угольных пластов, подземной газификации, и тд
применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низкого дебита.
применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

В однородных по толщине пластах обычно создается 1 трещина значительной длины.

На многопластовых или большой толщины залежах, представленных низкопроницаемыми геологическими формациями, осуществляется, как правило, поинтервальный ГРП.

Рабочая жидкость, применяемая для ГРП, нагнетается в пласт через колонну труб.

Если давление разрыва превышает допустимое рабочее давление для эксплуатационной колонны и устьевой запорной арматуры, то технологи рекомендуют вместо запорной арматуры установить специальную головку, а на нижнем конце НКТ установить пакер, выше которого межтрубное пространство заполнить жидкостью с большей плотностью.

В качестве рабочей жидкости ГРП обычно применяют растворы с использованием высокомолекулярных полимеров (для снижения потерь давления) на водной основе, в том числе:

техническая или пластовая вода, реже солянокислотные растворы (для карбонатных пород) или сырая нефть;
кислота, противокоррозийный элемент, фрикционная смесь, клей и добавки для вязкости геля.

В качестве расклинивающего материала используются проппанты, кварцевый песок и другие материалы фракции 0,5-1,5 мм.

Эффективность ГРП повышается при одновременной гидропескоструйной или прострелочной перфорации скважины, однако при поинтервальных ГРП при этом необходимо изолировать обработанный участок пласта с помощью пакера и т. д.

Экологическая опасность технологии ГРП

В результате ГРП возможно загрязнение грунтовых вод химическими веществами.
1% рабочей жидкости ГРП - гелевый раствор на основе химдобавок, которые позволяют создать трещины.
Если расклинивающий агент относительно безвреден, то химдобавки - это довольно токсичные вещества.
В США настолько развит ГРП, что ущерб от него тоже ощутим.

Технология гидравлического разрыва пласта в российских условиях

Не будем обещать, что в ближайшие 15 минут вы точно будете специалистом по гидроразрыву пластов, зато точно узнаете как 33 человека и 22 машины на песчаном пустыре среди болот закачают на 3 км под землю 3 бассейна Сибиряк воды и 9 железнодорожных (Ж/Д) вагонов песка или проппанта всего лишь за 5 часов.

Здесь самое главное слово «Зачем», ведь там под землей и так этого добра достаточно.

Этот песок в белых мешках и есть проппант, сейчас его поднимают кранами на 10-метровую высоту, чтобы потом так вколотить его на 3 км под землю, чтобы он там и остался навсегда.

В общем, это такие похороны проппанта, которые дают скважине новую жизнь.

Сейчас легкой нефти практически нет, все месторождения, которые сейчас разрабатываются, либо на стадии завершающейся, либо это новые месторождения, где нефть очень трудно извлечь и без новых технологий там делать нечего.

В наших геологических условиях, когда больше 70% нефти находится в трудно извлекаемых пластах, ГРП – это единственный способ с которым мы можем экономически рентабельно развиваться, разрабатывать и бурить новые скважины.

И когда для ГРП используют 300 и более т проппанта, то это уже не просто разрыв, а супер ГРП или супер Фрекинг.

Здесь все будет как обычно, но немного не так.

Именно в эту скважину будет закачано 450 т проппанта, те есть это не самый простой супер фрэкинг, и почти 1500 м 3 воды, а все это еще сюда и привезти нужно, а здесь весной это такая беда, что без трактора никуда, да и с ним недалеко.

А привезти нужно 22,5 тягача с проппантом и 75 бочек с водой, потом эту воду надо будет перекачать в емкости и подогреть.

У неоднократных чемпионов Дакара на 1 рейс, а это всего лишь 40 км, уходит по 3-3,5 часа, и то если повезет, если сам ГРП будет длиться всего лишь 5 часов, то процедура подготовки – не менее 3 суток по таким дорогам, причем именно суток, не определяясь на дни и ночи.

То есть, увидев это впервые, проникаешься и эмоциями через край, когда же это только сухие цифры на планерке – ни тени эмоции ни в лице, ни в интонации.

Когда на кустовую площадку заедет весь флот ГРП, то проппант и воду всё еще будут возить, но это будет супер фрахт, не 1, а 2 флота, 22 таких грузовика и 33 человека бригады ГРП.

И это не подстраховка, за время 5 часовой операции под землей, здесь на земле работы хватит на всех, и вспотеть успеют все.

Причем чем больше механизмов, тем больше вероятность получить проблемы – здесь 22 агрегата, связанные только шлангами и проводами, которые должны отработать как одно целое, плюс человеческий фактор и огромная цена ошибки.

Если что-то я недоподам, то может остановиться вся работа, то есть гель, жидкая химия, понизитель трения стабилизатора.

Стоят компьютеры, надо соблюдать пропорции определённые, сколько литров на м 3 подавать.

Флот ГРП – это мобильный комплекс 10-20 крупноразмерных установок на грузовых шасси для проведения ГРП.

Состав комплекса ГРП (флот):

насосные дизельные агрегаты (до 6) или газотурбинные (до 4)
смеситель (блендер) для приготовления рабочих гелевых смесей для ГРП,
машина манифольдов,
автоматизированная станция управления,
танки для геля и проппанта (наполнителя).

Жидкости опасные-нужны очки, каска, противогаз.

Все начнется с мини ГРП, это такая разминка перед боем.

Чтобы почувствовать, как поведет себя пласт.

Без этой пробы на деле, вся информация геологоразведки – это просто прогноз.

В пласт закачают гель под давлением, гель это вода+гуар (растительный полимер).

Гуар добавляют почти во все йогурты и желе, именно такое желе должно разорвать пласт.

Ну а давление – это не основной источник гидроразрыва, но и источник информации.

Именно по нему выстраиваются все эти замысловатые графики и делаются расчеты, и именно этот показал, что предварительный расчет был верным на 95%.

Радмир Гайнетдинов (начальник геологической службы): «Наша геологическая служба получает данные от заказчика, по ней мы делаем модель и расчёт по добыче.

Мини ГРП позволяет нам при помощи записи давления подойти ближе к реалии самой трещины.

По первоначальным данным наша трещина должна была составлять почти 200 метров в длину, 129 в высоту, после внесения всех калибровок длина увеличивается на 23 м, высота остаётся прежней.

И когда свои расчеты с учетом данных мини ГРП закончит специалист, на летучке по безопасности их озвучит мастер.

Это единственная часть операции, где всех участников можно увидеть вместе – это 33 человека, которых во время самого процесса найти на кустовой площадке на площадке можно будет только по рации.

По работе, подушка 550 м 3 будет с расходом 5,5, первая песочная стадия 5,5, остальные все стадии 5,2.

Начальная концентрация проппанта 100, конечная 1300.

Нам нужно для работы 1341 м 3 воды.

Когда все разойдутся, начнется самое интересное и после этой команды из штаба «Все,за дело» на площадке станет жутко от рева и уровень децибелов здесь не понизится на ближайшие 5 часов.

Гидротационной установке надо перекачать из емкости 1341 м 3 воды, но это без малого и есть 3 бассейна Сибиряк и уже у себя, в таком бассейне превратить ее в гель, смешать с индийским гуаром.

Ну а химтрал – это где жидкости опасные, и следует помнить и про ТБ, и про пропорции, добавить в этот раствор стабилизатор глин.

Если вода без этого стабилизатора попадет на глину в пласте, то глина разбухнет и забьет всю суглинку.

А с нее как с гуся вода, и во время операции она должна оставаться сухой, несмотря на то, что так много воды утечет.

Но еще понизитель трения, это что-то вроде смазки и это уже для проппанта, чтобы он, этот песок не стёр до дыр стенки колонны скважины.

Дальше насосы все это закачают со свистом, точнее с ревом самолета на взлете и между ними, в самом эпицентре напряжения нужно отстоять старшему оператору.

Если сначала это будет 550 м 3 , то есть один бассейн Сибиряк чистого геля, вода+гуар и разрушитель, то это и есть та подушка, о которой говорил мастер на летучке и именно она, эта мягкая подушка, разорвет каменный пласт.

Ну а то давление, которое создают насосы и средний расход гелия – это 5,3 м 3 /мин, будут удерживать пласт разорванным, пока полученная трещина не нафаршируется проппантом, а его уже блендер будет постепенно добавлять в гель, сначала 100 кг/м 3 проппанта, до 1300 кг/м 3 в конце, и это будет чистый проппант, в котором и гель то будет трудно найти.

Судя по этим кривым, гидроразрыв пласта произошел на 1 й минуте, здесь давление резко подскочило до 550 атмосфер, потом резко же упало, потом стабилизировалось, то есть в этот короткий промежуток времени и произошел разрыв пласта, и разорвало его ни что иное, как этот гель.

В гидроразрыве будут использоваться 3 разных вида проппанта, самый мелкий – его закачают 112,5 тонн, чуть покрупнее – 225 т, и такого же, только с резиновой оболочкой – тоже 112,5, это 450 тонн или 9 железнодорожных вагонов.

Брейкер, этот белый порошок, возвращает гель в его обычное состояние, разлагает его на обычную воду, полимер и проппант.

Вода и полимер откачаются из скважины, а этот проппант так и останется расклеивать трещину.

Ну а гидроразрыв так и называется из-за того, что это ни что иное, как разрушение камня водой.

В соответствии с графиком повышается и напряжение у всех присутствующих на станции контроля и оно не спадет до самой остановки насосов.

Потому что никто не может засунуть глаза в скважину на 3 км глубине, и это давление-единственный источник информации.

Такое ощущение, что если оно резко поднимется или резко упадет, то все схватятся за сердце и полезут за валокордином, это будет аварийная ситуация или по здешнему стоп, она может произойти на каждой секунде, а этих секунд надо пережить 18000».

Радион Галлиев (главный специалист отдела супервайзинга): «Это наверное на каждом ГРП есть, потому что когда идет падение дебита, с 400 до 500 поднимается за какой-то короткий промежуток времени – вот это самая напряженная ситуация.

Конечно, это на каждом ГРМ, вне зависимости от того 400 тонн качаем или 120.

Оно всегда одинаковое.

Если бы у нас не было ГРП, то коэффициент продуктивности у нас составлял бы, где-то 0,3, а при таком большом ГРП как 400 т, именно если эту скважину взять, продуктивность у нас выросла до 1,9, то есть можно сказать, что приток вырос порядка 8 раз».

Алексей Затирахин (старший мастер по повышению): «Весь процесс построен именно на взаимодействии людей, то есть бригада – это семья.

То, как человек сработает на своем месте, из этого складывается успешная работа.

Вообще ГРП напоминает кулачный бой, это мягкий против твердого и вообще непонятно, как этот мягкий гель может сломать твердый камень, но в Юганскнефтегазе провели более 10 тыс. ГРП, и всегда этот гель выходил победителем.

Ну а теперь то, что мы имеем в итоге – там под землей нефть находится в твёрдой структуре, ее очень сложно проходить к устью скважины через этот спресованный песчаник, словно через фильтр, и для того, чтобы это стимулировать, и делают ГРП, те мы в нем делаем трещину и набиваем ее проппантом».

Алексей Никитин (начальник управления повышения): «ГРП можно сравнить с приемом антибиотика в медицине, это новый инструмент, который в умелых руках дает потрясающий эффект, однако в неумелых руках применение этого метода не даст эффекта, а наоборот может навредить.

Для многих это не просто метод интенсификации и увеличения притока нефти и нефтеотдачи, но и средство разработки месторождений.

В 1 ю очередь-это очень мощный инструмент.

Что касается многих мнений по поводу пользы и вреда ГРП, то споры до сих пор не утихают.

Именно на старых месторождениях, таких как Усть-Балыкское и Мамонтова, мы, используя ГРП, смогли увеличить текущую добычу, предотвратить падение, которое уже было нами запланировано, и во многом реанимировать старый фонд.

В проектах работ на разработку месторождений есть один очень важный фактор – коэффициент извлечения нефти, который редко бывает больше 35, как правило, от 30 до 40% или в долях единицы – 0,3 и 0,4.

По применению ГРП и вовлечению в разработку ранее не гринированных участков пластов позволяет нам на том же фонде скважин на несколько единиц (%) поднять этот коэффициент извлечения нефти (КИН).

Если бы мы не применяли этот метод, то нам бы приходилось забуривать много вторых стволов, бурить новые скважины, чтобы поднять эту пропущенную нефть.

Если говорить о самом процессе ГРП, то для многих он, как черный ящик, но это не так, мы уже знаем какие параметры на входе и что мы получим на выходе, для нас это не черный ящик.

Мы достаточно четко себе представляем, как развивается трещина, каким образом туда заходит проппант и какие процессы там происходят.

Если мы понимаем эти процессы, то мы можем их улучшить, соответственно увеличивается эффективность метода ГРП.

Здесь важен не только процесс ГРП, но и взаимодействие всех служб, подготовка скважины ГРП, сам ГРП, освоение скважины, спуск насоса, последующий вывод насоса на режим, вывод скважины на режим, все это одно большое мероприятие, провал на каком-то этапе даст негативное восприятие всего процесса.

Также применяется многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), который является одним из самых передовых технологий в нефтяной отрасли, наиболее эффективная для горизонтальных скважин».

Нефть, Газ и Энергетика

Задачи решаемые при гидроразрыве

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии

Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта

До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

Цель гидравлического разрыва

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели :

2). Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия : закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта :

1). Вторжение в пласт частиц бурового раствора.

2). Вторжение в пласт фильтрата бурового раствора.

3). Вторжение в пласт фильтрата цемента.

4). Несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий.

5). Разрушение перфорации и уплотнение материнской породы.

6) Мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию.

7). Вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения.

8). Закупоривание пласта природными глинами.

9). Отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации.

10).Отложения солей в пласте или перфорации.

11).Образование или закачка эмульсии в пласт.

12).Закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин. Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50% в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14% . Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40%. Снижение на 75% проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64%. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25% от начальной добычи, нефти составит только 36 м3 /сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели). Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Направление трещины разрыва.

Трещина разрыва может быть сориентированна в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв

Горизонтальный разрыв. Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.

Горизонтальный разрыв

Важнейшей частью проектирования гидроразрыва является подбор жидкости разрыва. При этом следует рассмотреть следующие факторы : Жидкости разрыва

Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями .

1) Нарушение проницаемости пласта

2) Нарушение проницаемости песчаной пробки

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров.

3) Пластовые жидкости

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента. В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью (таблица 11).

Таблица 11.

Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары США)

Наименование жидкости разрыва

Стоимость 1 куб.м. гелеообразующего компонента

Стоимость в сумме

ЗАГУЩЕННАЯ ВОДА

ПОЛИМЕРСШИТНАЯ ВОДА

ЗАГУЩЕННЫЙ РЕФОРМАТ

ДВУХФАЗНАЯ ЖИДКОСТЬ

МЕТАНОЛ+СО2

ПОЛИМЕРСШИТЫЙ МЕТАНОЛ

ЖИДКИЙ СО2

КИСЛОТА 15%

КИСЛОТА 28%

Виды жидкостей

Жидкости на водной основе. Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд приемуществ над жидкостью на нефтяной основе.

2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.

3. Эти жидкости невоспламеняемы ; следовательно они не взрывоопасны.

4.Жидкости на водной основе легко доступны.

5. Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

Соединяющиеся жидкости разрыва. Впервые были использованны в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м3 гуарового соеденителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительнонизким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработанно много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе,и марганце. Дополнительно в конце 1960-х , начале 1970-х годов стали использовать соеденитель на основе КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) и некоторые типы соеденителя на основе гидрокситилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соеденителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретезирует что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соеденителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соеденительные системы.

Замедляющие соеденительные системы. Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено чтобы понять важность использования соеденительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соеденительные системы показывают лучщую дерсперсность соеденителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность.Другое приемущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соеденительные системы используются больше чем обычные соеденительные системы. Основное достоинство использования соеденительных систем над линейными жидкостями описанны ниже :

1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля.

2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости.

3. Соеденительные системы имеют лучшею термостабильность.

4.Соеденительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

Жидкости на спиртовой основе. Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор,так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры включая гидроксипропилцеллюлозу и г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25% выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва :

Жидкости на основе пен , энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ , растворяемые в воде.

Реология жидкостей

К реологическим свойствам жидкостей относятся свойства, описывающие течение жидкостей, поглощение их, несущую способность и т.д. , например вязкость. Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта : густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.

1) Ньютоновские жидкости. У таких жидкостей наблюдается линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига . Примеры : вода, незагущенная сырая нефть, реформат.

Расчет вязкости в трещине прямоугольного сечения :

где P-пластическая вязкость (Сантипуаз)

Q-расход при закачке (м3/мин)

H-высота трещины (м)

W-ширина трещины (мм)

3)Жидкости, подчиняющиеся степенному закону. У таких жидкостей проявляется "кажущаяся" вязкость, которая меняется вместе с изменением расхода (скорости сдвига)."Кажущаяся" вязкость уменьшается при увеличении скорости сдвига.

4) Сверхкритические жидкости. При использовании жидкостей разрыва с высоким содержанием CO2 (ГРП смесью метанола и CO2 , ГРП жидким CO2) разрыв происходит при давлении , а зачастую и температуре , которые выше критических параметров для CO2 . В этом диапазоне при повышении давления увеличивается плотность и вязкость, реология жидкости становится трудной для описания.

Измерение вязкости.

Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна или воронки Марша.

Читайте также: