Гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах месторождения Монги

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 проведения гидроразрыва пластов на месторождении Монги рекомендуется рабочая жидкость в виде водного геля, 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; брейкер HGA-B — 1,2 кг/м³. Весь процесс замешивания должен занимать около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/см³, рН = 7, вязкость 150−350 кПа*с [12, 16, 17].

Обоснование выбора объекта работ по проведению гидроразрыва пласта на месторождении Монги

Подбор скважин-кандидатов для осуществления ГРП является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может оказаться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с большими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.

Параметры для оценки скважин-кандидатов для ГРП: для корректной оценки скважины-кандидата ГРП требуется минимальный объем данных. Ниже приведен перечень параметров и данных, необходимых для проведения такой оценки.

1. Карта месторождения с указанием:

расположения скважины-кандидата;

расположения соседних скважин, включая нагнетательные;

расположения скважин, обработанных ГРП;

легендой, дающей возможность рассчитать расстояния до соседних скважин.

2. Данные по добыче прошлых лет:

графики работы скважины по нефти, воде и газу, динамика давления на устье, данные по всем внутрискважинным работам;

текущий режим эксплуатации;

сведения по скважинам после ГРП в районе работ, в т. ч. данные ГИС.

3. Данные (диаграммы) ГИС в открытом стволе:

пористость, сопротивление и/или данные акустического каротажа;

содержать сведения об интервале как минимум на 50 м выше и 50 м ниже интересуемой зоны;

на диаграммах должны быть показаны зоны ПВР (в прошлом, настоящие и планируемые в будущем);

текущий и планируемый искусственный забой;

должна быть показана кровля всех зон.

4. Данные по целевому интересуемому и соседним пластам:

пластовое давление;

пластовая температура;

пористость;

литология;

местонахождение разломов;

естественная трещиноватость коллектора.

5. Данные по фильтрационным свойствам пласта, полученные при бурении:

модуль Юнга;

данные, свидетельствующие о том, будут ли прилегающие зоны являться барьером на пути развития трещины в высоту, или нет;

проектные кровля и подошва трещины;

данные, дающие увидеть требуется ли изоляция перфорационных отверстий для обеспечения развития трещины в целевой зоне;

представляет ли проблему близкорасположенный водоносный горизонт.

6. Представляет ли проблему вынос проппанта.

7. Акустический контроль цементирования скважины с данными по 50 м выше и ниже целевого интервала.

8. Схемы конструкции скважин с указанием расположения интервалов перфорации, высоты подъема цемента, интервалов посадки и диаметров, цементных мостов-пробок, мест выполнения ловильных работ.

9. Сведения по обсадным и НКТ колоннам:

диаметры, марки стали, интервалы спуска;

наличие хвостовика в скважине;

диаметр планируемой колонны ГРП;

выдержит ли колонна ГРП преждевременный «Стоп»;

выдержит ли затруб ожидаемые давления?;

достаточно ли качество цементирования над предполагаемой высотой трещины;

достаточно ли сцепление цементного камня (качество и количество) чтобы избежать смятия обсадной колонны над пакером;

можно ли выполнить исследование с применением тетраборнокислого натрия или импульсный нейтронный каротаж для выявления воды в каналах цементного камня.

10. Данные о перфорации:

тип перфоратора;

плотность перфорации (отв. на м);

диаметр и глубина отверстий (мм);

фазирование (град);

отношение диаметра к макс. размеру частиц проппанта (меш).

11. Искривление ствола:

глубина максимальной кривизны ствола;

отклонение от вертикале на кровле интервала перфорации.

12. Полные данные по эксплуатации скважины.

13. Наземные сооружения.

14. Поддержка проекта со стороны ППД:

в состоянии ли нагнетательные скважины обеспечить повышенные объемы нагнетания в связи с возросшим отбором нефти;

требуется карта (схема) заводнения.

При выполнении ГРП колонна подвергается экстремальным нагрузкам: аномальные давления, воздействие абразивных материалов. При выполнении ГРП давление на устье может превышать 680 атм. Очень важно, чтобы ФА была пригодна для работы с такими давлениями. Так же необходимо защитить ФА от чрезмерной эрозии.

Обсадная колонна при высоких нагрузках должна выдерживать давления в затрубе, необходимые для выравнивания давлений ГРП в колонне.

Жидкости — всегда следует проверять жидкости до начала КРС на следующие показатели: качество, плотность, процент содержания соли, кальция и магния в воде, общее содержание взвешенных частиц и рН. В качестве основных жидкостей рекомендуется отфильтрованная до 10 микрон вода с 3% содержанием хлористого калия. «Чистую» нефть необходимо проверить на содержание воды и частиц песка. Для глушения скважин и КРС должна применяться только нефть с содержанием частиц песка < 0.

003%. Все емкости для хранения нефти должны быть очищены паром. Для транспортировки разрешается использование только очищенных емкостей. Перед применением все жидкости подлежат обязательной проверке.

Посадка пакера. Запрещается спуск скребков и пакеров ниже интервала перфорации. Обычно пакер устанавливается на расстоянии 35 мм над перфорационными отверстиями. В случае надежного цементирования пакер может устанавливаться на высоте до 50 метров над верхними перфорационными отверстиями. Одно соединение НКТ устанавливается ниже пакера. В ежедневный отчет по КРС должны включаться данные по глубине посадки пакера и весу лифтовой колонны до и после установки. Отклонения от заданных параметров должны также фиксироваться в отчете.

Интервал проработки обсадной колонны скребком. Проработка обсадной колонны скребком должна производится на расстоянии от 40 метров над пакером до 5 метров над перфорационными отверстиями. При отсутствии перфорационных отверстий проработка скребком производится до планируемой нижней перфорации.

Размер шаблонов. Рекомендуется использование максимально возможного для заданной колонны размера шаблонов. Таким образом, шаблон должен быть больше диаметра пакера и иметь достаточную длину и наружный диаметр для установки скважинного насоса [2, 9].

Расчет процесса ГРП, анализ результатов расчета

Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:

МПа где

— предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;

Рг — величина горного давления, МПа.

Исходя из данных проекта, получаем:

Так как предел прочности породы продуктивного плата для нашего региона Горное давление определяется по формуле:

МПа где Н — глубина обрабатываемого пласта, м;

g=9,81 — гравитационная постоянная, м/с2;

ρ - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м3.

Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле:

МПа где Ртр — потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Рпл — пластовое давление, МПа.

Принимая Ртр=10 МПа, находим давление ГРП на устье:

Объем жидкости пропантоносителя определяем из соотношения

Vж.пp =Gпр/Спр = 10*103/500 = 20мЗ, где: Gпр — колличество пропанта, кг;

Спр — концентрация пропанта, кг;

Объем продавочной жидкости принимаем на 20−30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с пропантом:

р

где: К =1,3 — коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб.

Принимаем объем закачиваемой жидкости для скважины:

Определяем наземное оборудование.

Рабочую жидкость ГРП в скважину закачиваем агрегатом:

УН1−630×700А (4АН-700)

При давлении Ра=50МПа, развиваемым агрегатом подача будет равна

Qа=9л/с, при диаметре плунжера 120 мм.

Число насосных агрегатов найдем из соотношения:

где Ктс — коэффициент учитывающий техническое состояние агрегатов, Ктс = 0,8.

Для скважины достаточно 7 (семи) агрегатов 4-АН-700.

Количество автоцистерн определяем исходя из объема рабочей жидкости процесса ГРП: Vпр = 38 м³, Для обеспечение проведения процесса потребуется 3 автоцистерны ЦР-20, вместимостью 17 м³, одна из них для продавочной жидкости, две для жидкости разрыва.

В районах с холодным климатом применяют для обвязки агрегатов между собой и устьевой головкой при нагнетании жидкости в скважину самоходный блок манифольдов 1БМ-700С.

Устье скважины в этом случае оборудуется фонтанной арматурой 2АУ-700СУ, рассчитанной на рабочее давление 70 МПа [22].

Определим технологическую эффективность запроектированного и рассчитанного гидроразрыва пласта.

Для этого сначала определим радиус трещины проведенного ГРП:

r тр = (Vжр· Е)/(5,6 (1-v)· h·(Рзаб — Рр),

где Vжр — объем жидкости, Е — модуль упругости, Е=1010

Па;

v — коэффициент Пуассона, v=0.

3.

Тогда

rс = 0,145 м.

Ширину трещины определяем по формуле:

w= 4 * (l-v) * гтр * (Рзаб-Рр)/е,

w=0.16м.

Проппант, распространяясь в трещины, не заполняет ее полную длину, а проходит на 90% ее длины.

гтр =56*0,9=50,4 м.

Определим остаточную ширину трещины:

Wост = w*c/(i-ш),

где: шпористость трещины.

При закачке проппанта с размером частиц 1,4−1,8 мм, пористость трещины равна 0,3. w ост = 0,16*0.19/(1−0,3)=0,043 М = 0.04,3 м.

Проницаемость таких трещин определяется по формуле:

Ктр=w 2/12,

Ктр = 0,15*10−3м2

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта, то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещин будет [21]:

Кпз=(Кп*h+Ктр+w)/(h=w), (5.

6.1.

14.)

Кпз=(0,8*10−10 * 7 + 1,5*10−4 *0,043)/ /7,043 = 9,2*10−7 м2

Кпэ/Кп= 9,2*10−7/0,8*10−10= 1150 раз, Таким образом в результате создания трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в тысячи раз.

Проницаемость всей дренажной системы изменяется незначительно, поэтому из формул Дюпюи, Максимович Г. К. получаем приближенную формулу ожидаемого эффекта от гидроразрыва:

Э=(Lg (Rk/rc))/(Lg (Rk/rT)),

где Rk — радиус контура питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами,

Rк=300 м.

rс — радиус скважины (гс = 0,145 М).

Тогда Э= (Lg (300/0,145))/(Lg (300/56)) = 4,4 .

Таким образом после гидроразрыва пласта можно ожидать более чем четырехкратное увеличение дебита скважины. Полученные расчетные значения показателей гидроразрыва приведены в таблице:

Результаты расчета показателей процесса гидроразрыва пласта

Pпл, МПа Ру, МПа Vпр мЗ Gпр м Спр, кг/мЗ Nа, шт Эффективность 13 70,5 38 10 500 7 4,4

Технологическая схема размещения оборудования по проведенным расчетам приведена на Рисунке 2.

Рисунок 2. Технологическая схема размещения оборудования при проведении ГРП.

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин.

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров. В процессе ГРП используется следующая техника: специальные насосные агрегаты высокого давления; смеситель (блендер); станция контроля и управления процессом; песковоз; пожарный автомобиль; блок манифольдов; автомобиль для перевозки химреагентов; вакуумная установка (Рисунок 2).

После проведенного гидроразрыва и спада давления из скважины извлекается подземное оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится промывка ее.

В том случае, если для контроля местоположения трещин и оценки их раскрытия закачивался меченый изотопами материал, производится повторный замер гамма-каротажа. Сопоставление контрольного и проведенного замеров гамма-каротажа позволяет установить интервалы разрыва, а по величине зернистого «меченого» материала оценивают раскрытие трещин.

Освоение и эксплуатация скважины после процесса в большинстве случаев производятся тем же способом, как и до гидроразрыва.

После установления постоянного отбора жидкости из скважины производится исследование методами установившегося и неустановившегося отбора для определения коэффициента продуктивности по добывающим или коэффициента приемистости по нагнетательным скважинам и других параметров пласта, призабойной зоны скважины. Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после гидроразрыва, следует производить замеры дебита нефти и газа, процента обводненности, количества выносимого песка и т. д.

Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей эксплуатации ее, помимо замеров дебита нефти и газа, необходимо периодически (один раз в квартал) производить исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности. Особенно такие исследования необходимы при значительных изменениях режима работы насосной установки (длины хода, числа качаний, глубины подвески и диаметра насоса) или режимов работы фонтанного или газлифтного подъемников.

Заключение

С учетом анализа имеющегося опыта и теоретических исследований ГРП рекомендуется проводить на разбуриваемых залежах в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами, недостаточно эффективно вырабатываемых в настоящее время.

Перед проведением ГРП в этих зонах необходимо освоить (или усилить систему заводнения) и обеспечить давление, близкое к начальному пластовому давлению. Если возникают сложности с освоением заводнения и не удается обеспечить необходимую приемистость нагнетательных скважин, целесообразно проводить ГРП и в нагнетательных скважинах. ГРП проводят в первую очередь в добывающих скважинах в зонах стягивания контуров нефтеносности. Для ГРП следует выбрать безводные или мало обводненные скважины.

Кроме того, при выборе скважин для проведения ГРП необходимо учитывать также наличие экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше — и ниже расположенных пластов, толщиной не менее 8−10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 4−5 м. Необходимо, также, учитывать техническое состояние колонн и т. д.

Необходимо комплексное решение вопроса о выборе добывающих и нагнетательных скважин для проведения ГРП с вопросами совершенствования системы разработки и интенсификации системы заводнения залежи.

Скважины для проведения ГРП необходимо выбрать после проведения анализа выработки рассматриваемого участка, учитывая местоположение остаточных запасов нефти и величину пластового давления.

Применение ГРП позволяет не только интенсифицировать выработку запасов нефти из продуктивных пластов месторождения, но так же повысить конечный коэффициент нефтеизвлечения за счет охвата разработкой запасов нефти в не дренировавшихся до ГРП слоях или зонах коллектора.

В настоящее время происходит внедрение ГРП на целом ряде месторождений России и особенно на месторождениях Охоткой нефтегазоносной провинции. При внедрении ГРП необходимо составлять специальные программы, в которых ГРП должен предусматриваться как элемент системы разработки. Для составления таких программ на высоком научно — техническом уровне на месторождениях необходимо усилить работу по комплексному изучению геомеханических и фильтрационных свойств коллекторов в пластовых условиях, а так же работы по математическому моделированию процесса разработки нефтяных залежей с применением ГРП.

Вопрос о целесообразности дальнейшего расширенного применения ГРП на месторождении Монги в свете результатов проведеннного анализа не вызывает сомнения.

Список литературы

Андреев В. В. Справочник по добыче нефти. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.

Блажевич В. А. Практическое руководство по гидроразрыву пласта. М. Недра, 1961;131с.

Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. — Москва, 1990.

Гиматудинов Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1983.

Гинько Е. Г. Геологическое строение и подсчет запасов газа и конденсата месторождения Монги, 1976.

Иванова М. М. Нефтепромысловая геология. — М. Недра 1983.

Игумнов В. И. Анализ текущего состояния разработки месторождения Монги.

Отчет о научно-исследовательской работе. — Сахалин

НИПИморнефть 1978 г. — 243с.

Каневская Р. Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта, Москва: ВНИИОЭНГ, 1998;40с.

Коршак А. А. Основы нефтегазового дела. — Уфа, Дизайн

ПолиграфСервис, 2001.

Кудинов В. И. Основы нефтегазового дела. — М.: ИКТ, 2004.

Кудинов В.И., Сучков Б. М. Методы повышения производительности скважин. Самара: Кн. изд-во, 1996.-414 с.

Меликберов А. С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. Москва: Недра, 1967 — 139 с.

Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003.

Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. — М.: Недра, 1989.

Никаноров А. М. Методы нефтегазопромысловых гидрогеологических исследований. — М. Недра, 1977.-255 с.

Отчет по производственной деятельности НГДУ «Катанглинефтегаз» .- Оха, 1999. — 132 с.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. — Санкт-Петербург, ООО БиС, 2007.

Проект разработки месторождения Монги. Оха 1973 г.

Усачев П. М. Гидравлический разрыв пласта. М. Недра, 1986.-165 с.

Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти. — М. Недра 1983.

Юрчук А.М., Истомин А. З. Расчеты в добыче нефти. — М. Недра 1979.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.

13.1018.

51ПЗ

Разраб.

Аксянов А.Н.

Принял Полищук В.Н.

Гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах месторождения Монги

Лит.

Листов

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.

13.1018.

51ПЗ