Гидравлический разрыв пласта

Комплект 60-мм насосно-компрессорных  труб употребляется для соединения напорного коллектора с устьем скважины и подвода к раздаточному коллектору продавочного раствора, воды и других жидкостей. Для механизации погрузки и выгрузки арматуры устья блока  манифольда имеется поворотная стрела с ручным управлением.

 

Рис.5

 

2.5.9. Факторы, определяющие  эффективность гидроразрыва пласта

 

Существует ряд факторов, которые следует учитывать при  проектировании процесса ГРП.

1. Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.
2. Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости.
3. Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП.
4. Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м.
5. Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м.
6. Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.
7. Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.
8. Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка.
9. Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования.
10. Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали.
11. Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины.
12. Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя.
13. Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки.
14. Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость.

Все эти факторы можно разделить  на геологические (исходная информация) – факторы не поддающиеся корректировке  и технологические, которые можно  регулировать, используя промысловый  опыт.

Проведенные исследования на месторождениях выявили  стимулирующее воздействие ГРП в добывающей скважине на режимы работы соседних скважин, что противоречит результатам расчетов в рамках большинства существующих моделей. /2/.

Дополнительная  добыча нефти от проведения ГРП в  нагнетательных скважинах на 30% выше, чем в добывающих. Это обусловлено  более сильным влиянием достигаемого в результате ГРП увеличения дебита нагнетательной скважины на режим дренирования участка при равных с добывающими  скважинами кратностях прироста продуктивности.

При выполнении ГРП по традиционной технологии происходит проникновение трещины  вглубь экранов, а при небольшой  толщине экранов в кровле или  подошве пласта – нарушение их герметичности. В последующем при  эксплуатации скважин это приводит к прорыву воды или газа по трещине  на забой и уменьшению дебитов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Впервые в нефтяной практикегидравлический разрыв был произведен в 1947 г. в США. Технология и теоретические представления о процессе ГРП были описаны в работе Ж. Кларка в 1948 г., после чего эта технология быстро приобрела широкое распространение. К концу 1955 г. в США было проведено более 100000 ГРП. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций трещинообразования достигла 90 %. К 1968 г. в мире было произведено более миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин методом ГРП был отмечен в 1955 г. – примерно 4500 ГРП/мес, к 1972 г. число операций уменьшилось до 1000 ГРП/мес, и к 1990 г. уже стабилизировалось на уровне 1500 операций/мес.

Технология  применения ГРП в первую очередь основана на знании механизма возникновения и распространения трещин, что позволяет прогнозировать геометрию трещины и оптимизировать ее параметры. Первые достаточно простые модели, определяющие связь между давлением жидкости разрыва, пластической деформацией породы и результирующими длиной

и раскрытием трещины , отвечали потребностям практики до тех пор, пока операции ГРП не требовали вложения больших  средств. Внедрение глубокопроникающего и массированного ГРП, требующего большого расхода жидкостей разрыва и проппанта, привело к необходимости создания более совершенных двух- и трехмерных моделейтрещинообразования, позволяющих более достоверно прогнозировать результаты обработки. В настоящее время в промысловой практике распространение получилипсевдотрехмерные модели, представляющие собой совокупность двух известныхдвумерных моделей, описывающих рост трещины и течение жидкости в ней в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП  является качество жидкости разрыва  и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва – передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины, и транспортировка проппанта вдоль всей трещины. Основными характеристиками системы "жидкость разрыва – проппант" являются :

• реологические свойства "чистой" жидкости и жидкости, содержащей проппант;

• инфильтрационные свойства жидкости, определяющие ее утечки в пласт в  ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

• способность жидкости обеспечить перенос  проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без его  преждевременного осаждения;

• возможность легкого и быстрого выноса жидкости разрыва для обеспечения  минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

• совместимость жидкости разрыва  с различными добавками, предусмотренными технологией, возможными примесями  и пластовыми жидкостями;

• физические свойства проппанта.

Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью  для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и  эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых  размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное  снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную  для обрабатываемого пласта термостабильность  и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после  обработки; быть технологичными в приготовлении  и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными  в применении; иметь относительно низкую стоимость.

Первые  жидкости разрыва были на нефтяной основе, однако с конца 50-х годов 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 применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.

Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены  медленным выносом жидкости разрыва  и блокированием ею трещины. В  результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться  на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины – в  течение недель и месяцев. В таких  пластах особенно актуально использование  смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкойазота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т.п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.

Современные материалы, используемые для закрепления  трещин в раскрытом состоянии  – проппанты - можно разделить на два вида – кварцевые пески исинтетические проппанты средней и высокой прочности. К физическим характеристикам проппантов, 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.

Первым  и наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин являются пески, плотность которых составляет приблизительно 2,65 г/см ² . Пески обычно используются при гидроразрыве пластов, в которых напряжение сжатия не превышает 40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппантыплотностью 2,7…3,3 г/см ³ используемые при напряжении сжатия до 69 МПа. Сверхпрочные проппанты, такие как спеченный боксит и окись циркония,используются при напряжении сжатия до 100 МПа, плотность этих материалов составляет 3,2…3,8 г/см ³. Использование сверхпрочных проппантов 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 проппанта из трещины. Плотность суперпеска составляет 2,55 г/см ³. Производятся и используются такжесинтетические смолопокрытые проппанты.

Прочность является основным критерием при  подборе проппантов для конкретных пластовых условий с целью  обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания  пласта. В глубоких скважинах минимальное  напряжение -горизонтальное, поэтому  образуются преимущественно вертикальные трещины. С глубиной минимальное  горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19 МПа/км. Поэтому  по глубине проппанты имеют следующие  области применения: кварцевые пески  – до 2500 м; проппанты средней прочности  – до 3500 м; проппанты высокой прочности  – свыше 3500 м.

Исследования  последних лет, проведенные в  США, показали, что применение проппантов средней прочности экономически эффективно и на глубинах менее 2500 м, так как повышенные затраты за счет их более высокой по сравнению  с кварцевым песком стоимости  перекрываются выигрышем в дополнительной добыче нефти за счет создания в  трещине гидроразрыва упаковки проппанта  более высокой проводимости.

Наиболее  часто применяют проппанты с  размерами гранул 0,425…0,85 мм (20/40 меш), реже 0,85… 1,7 мм (12/20 меш), 0,85…1,18 мм (16/20 меш), 0,212…0,425 мм (40/70 меш). Выбор нужного  размера зерен проппанта определяется целым комплексом факторов. Чем крупнее  гранулы, тем большей проницаемостью обладает упаковка проппанта в трещине. Однако использование проппанта  крупной фракции сопряжено с  дополнительными проблемами при  его переносе вдоль трещины. Прочность  проппанта снижается с увеличением  размеров гранул. Кроме того, в слабосцементированных  коллекторах предпочтительным оказывается  использование проппанта более  мелкой фракции, так как за счет выноса из пласта мелкодисперсныхчастиц упаковка крупнозернистого проппанта постепенно засоряется и ее проницаемость снижается.

От  округлости и сферичности гранул проппанта зависит плотность  его упаковки в трещине, ее фильтрационное сопротивление, а также степень разрушения гранул под действием горного давления. Плотность проппанта определяет перенос ирасположение проппанта вдоль трещины. Проппанты высокой плотности труднее поддерживать во взвешенном состоянии в жидкости разрыва при их транспортировании вдоль трещины. Заполнение трещины проппантом высокой плотности может быть достигнуто двумя путями – использованием высоковязких жидкостей, которые транспортируют проппант по длине трещины с минимальным его осаждением, либо применением маловязких жидкостей при повышенном темпе их закачки. В последние годы зарубежные фирмы стали выпускать облегченныепроппанты, характеризующиеся пониженной плотностью.

В связи с большим разнообразием  жидкостей разрыва и проппантов, имеющихся на американском рынке, Американским нефтяным институтом (API) разработаны стандартные методики для определения свойств этих материалов (API RP39; Prud’homme, 1984, 1985, 1986 – для жидкостей разрыва, и API RP60 – для проппантов).

В настоящее время в США накоплен огромный опыт по проведению ГРП, при  этом все возрастающее внимание уделяется  подготовке каждой операции. Важнейшим  элементом такой подготовки является сбор и анализ первичной информации.Данные, необходимые для подготовки ГРП, можно подразделить на три группы :

• геолого-физические свойства пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое  давление, положение газонефтяного  и водонефтяного контактов, петрография  пород);

• характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, вязкость и  плотность жидкости разрыва, коэффициент  Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

• свойства жидкости разрыва и проппанта. Основными источниками информации являются геологические, геофизические  и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, а также  результаты промыслового эксперимента, заключающегося в проведении микро- и мини-гидроразрывов.

В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП, который основан на учете многих факторов, таких как проводимость пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристики жидкости разрыва и проппанта, технологические и экономические ограничения. В целом процедура оптимизации гидроразрыва должна включать в себя следующие элементы:

• расчет количества жидкости разрыва  и проппанта, необходимых для  создания трещины требуемых размеров и проводимости;