4.3. Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП. 

    4.3.1.Жидкости, применяемые для ГРП

 

         В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования:

Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах могут применяться жидкости с углеводородной основой, в нагнетательных – с водной.

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков.

Рабочие жидкости для ГРП не должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.

Вязкость  рабочих жидкостей должна быть стабильна  в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.

    Жидкости  гидроразрыва  делятся  на  три  категории: жидкость разрыва,

    жидкость  – песконоситель и продавочная жидкость.

 а)   Жидкость разрыва – является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.

б)  Жидкость – песконоситель – используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.

 в)  Продавочная жидкость – применяется для продавки из насосно – компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

         Для гидроразрыва пластов на  Повховском месторождении рабочей  жидкостью является водный гель, который готовится непосредственно  перед началом ГРП в двух  емкостях общим объемом 85 м³. В  процессе подготовки геля жидкость  циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт – 6-8 л/м³; САТ-НС-Act активатор – 4-5 л/м³; брейкер HGA-B – 1,2 кг/м³. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/см³ , рН = 7, вязкость 150-350 кПа*с. 

    4.3.2.Пески, применяемые при ГРП

 
 

         В практике широко применяются кварцевые пески с размером зерен 0,4 – 1,2 мм. Песок не должен быть загрязнен мелкими, пылевидными или глинистыми фракциями. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Если поступление пласта в трещины затрудняется, следует увеличить темп закачки жидкости или повышать ее вязкость. Применяемые на практике концентрации песка в жидкости – песконосителе колеблются в широких пределах и зависят от пескоудерживающей способности жидкости и технических возможностей насосного оборудования.

         В процессе гидравлического разрыва  пласта на Повховском месторождении  применяется искусственный песок  – проппант, имеющий два типоразмера: более крупный – 16/20 и более мелкий – 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания, диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 – от 0,4 до 0,8 мм. Количество ГРП, проведенных с типоразмерами 16/20 и 20/40 практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      5.   СПЕЦИАЛЬНАЯ  ЧАСТЬ

     5.1. Выбор скважин  для гидравлического  разрыва пласта.

 
 

         При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются прежде всего гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

         Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5-15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат разрыва пласта.

         Отмечается снижение результатов  гидроразрыва от степени выработки  горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине.

         Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий:

• скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;
• скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
• скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;
• скважины с загрязненной призабойной зоной;
• скважины с высоким газовым фактором для его снижения. Снижение газового фактора за счет ГРП достигается в скважинах, имеющих разгазированную область вокруг забоя;
• нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.             

    Гидравлический  разрыв не рекомендуется производить  в следующих скважинах:

• в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;
• в скважинах с нарушенной фильтровой частью;
• в скважинах со сломом или смятием колонны;
• при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

    В тех скважинах, в которых в  результате разрушения цементного камня 

    или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

         Считается, что разрыв пласта  в скважинах с открытым забоем  менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

     5.2. Описание технологии ГРП.   

 
 

    Технология  проведения ГРП включает в себя следующие  основные этапы: 

         а) подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура;

         б) рассчитываются параметры ГРП: объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и подаваемой жидкости;

         в) в зависимости от этого  устанавливается количество агрегатов,  необходимых для проведения ГРП;

         г) процесс нагнетания в скважину  жидкости разрыва следует вести  с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2-3 раза;

         д) после разрыва пласта в  скважину подается жидкость-песконоситель;

         е) по окончании закачки жидкости-песконосителя  в скважину подается продавочная  жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт.

        В качестве жидкости разрыва  используются жидкости, не отличающиеся  от пластовых. Так, в нефтяных  скважинах применяют нефть, а  в нагнетательных –  воду. С  целью снижения фильтрующих свойств  и повышения расклинивающего эффекта, вязкость жидкостей разрыва может быть увеличена добавкой различных загустителей.

         Жидкость-песконоситель должна обладать  свойством удерживать закрепляющий  трещину агент во взвешенном  состоянии и хорошо проникать  в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости – нефть, эмульсию, сульфит – спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе – песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок.

         Наполнитель – агент, заполняющий трещину и препятствующий, таким образом, ее смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В России для этих целей используют кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,2 мм и плотностью 2650 кг/м³.

    В последнее время налажен выпуск отечественного пропаннта, который  в принципе не уступает зарубежным аналогам ( См.приложение №3)

         В мировой практике применяют  скорлупу грецкого ореха, стеклянные  шарики или пластмассовые материалы.

         Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ. 

    5.2.1.Основные  виды процесса  ГРП.

 
 

         В практике ГРП получили применение  три основных вида процесса: поинтервальный, многократный и глубоко проникающий.

         Поинтервальный ГРП  предполагает направленное воздействие давления на один из пропластков или пластов многопластовой залежи при исключении воздействия на другие.

         Одним из способов является  изоляция выбранного интервала  двумя пакерами. Существуют методы перекрытия нижних пластов засыпкой песком.

         Есть технология, заключающаяся  в предварительной закачке в  скважину полиэтиленовых шариков,  которые устремляясь в более  проницаемые пласты, закупоривают  их фильтры. В дальнейшем при  ГРП открытым остается пласт с меньшей проницаемостью.

         Многократный ГРП состоит в последовательном разрыве нескольких пропластков путем поочередного перекрытия образовавшейся трещины в области фильтра полиэтиленовыми шарами, нагнетаемыми потоками жидкости.

         Глубокое расклинивание микротрещин предполагает закачку в пласт жидкости, содержащей закрепляющий агент и разносящей его по сети естественных микротрещин. При этом необходимо, чтобы жидкость-носитель обладала достаточной вязкостью, имела слабые фильтрующие свойства и была способна к последующему саморазрушению. Такой жидкостью является нефтекислотная эмульсия, приготавливаемая на основе нефти и включающая в себя соляную кислоту, различные ПАВ, синтетические жирные кислоты. С помощью последних регулируется срок распада эмульсии. 
 

    5.3. Анализ эффективности ГРП.

 
 

    Объем работ по ГРП и их эффективность.

    На 01.01.2001г. на месторождении проведено 806 ГРП по добывающим скважинам. Объем  дополнительной добычи нефти составил 12940 тыс. т. Среднее увеличение дебита в 2.3 раза. Успешность проведения ГРП - 93 %. Расчетная продолжительность эффекта - от 4 до7лет, ожидаемая дополнительная добыча на скважину 11 тыс. т.

    На  сегодняшний день для ТПП " Когалымнефтегаз " не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имевшего бы столь высокую технико-экономическую эффективность.

    Все обработки можно отнести к  разряду неглубоких (около 5 тонн закрепляющего  материала). Следует отметить, что  выбор скважин для ГРП по горизонту  БВ-8 проведен в полном соответствии с предоставленными в геологической модели. 95% обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта. Основной объем обработок пришелся на краевые части залежи, характеризующиеся наиболее плохими коллекторскими свойст