Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

удаляться из пласта после обработки, иметь низкие потери давления на трение, обладать такой стабильностью, чтобы сохранять вязкость в процессе всей обработки.

В качестве жидкостей разрыва используются сырые дегазированные нефти с вязкостью до 0,3 Па·с; нефти, загущенные мазутными остатками; нефтекислотные эмульсии (гидрофобные); водонефтяные эмульсии (гидрофильные) и кислотнокеросиновые эмульсии, загущенную воду и др.

Около 90 % операций ГРП осуществляются с использованием жидкостей на водной основе в силу их низкой стоимости. В последние годы распространяются технологии гидроразрыва с применением кислот, пен, щелочей, растворов на нефтяной основе и др.

Жидкости-песконосители изотавливаются на нефтяной и водной основах. Используются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

При закачке песконосительной жидкости из-за большой ее вязкости, наличия в ней наполнителя – песка и необходимости вести закачку на большой скорости возникают большие устьевые давления. Хотя насосные агрегаты делаются в износостойком исполнении, при работе на высоких давлениях они быстро изнашиваются. Для снижения потерь на трение на 12–15 % разработаны химические добавки к растворам на мыльной основе, а также тяжелые высокомолекулярные углеводородные полимеры.

Продавочные жидкости закачиваются в скважину для того, чтобы довести жидкость-песконоситель до забоя скважины. Объем продавочной жидкости равен объему НКТ. К расчетному объему НКТ прибавляется объем затрубного пространства между башмаком НКТ и верхними дырами фильтра. В качестве продавочной жидкости используется чаще всего вода.

Наполнитель служит для заполнения трещин и предупреждения их смыкания при снятии давления. Известны факты

61

elib.pstu.ru

эффективного ГРП без наполнителя. Однако эффект менее продолжителен. Наполнитель при заполнении трещины воспринимает нагрузку от горного давления после снижения давления жидкости. Он частично разрушается и вдавливается

впороду и должен обладать высокой прочностью.

Видеале наполнитель должен иметь плотность, равную плотности жидкости-песконосителя, чтобы перенос его по трещине и ее заполнение были бы успешными. Размеры зе-

рен наполнителя должны обеспечить его проникновение в самые удаленные части трещины и высокую их проницаемость при последующей эксплуатации скважин. Для ГРП применяют песок с размером фракции 0,5–1,2 мм. В первые порции жидкости-песконосителя замешивается более мелкая фракция (0,5–0,8 мм), а в последующую – более крупные фракции.

Чистый кварцевый песок имеет большую плотность (2650 кг/м3), что способствует его оседанию из потока жидкости и затрудняет заполнение трещин. Его плотность на смятие бывает недостаточной.

В мировой практике в последнее время применяется в качестве наполнителя керамический гранулообразный материал под названием проппант. Плотность проппанта несколько больше плотности кварца, но он прочнее и меньше вдавливается в породу.

Современная техника и применяемые жидкости позволяют осуществлять закачку при средней концентрации проппанта порядка 200 кг/м3 жидкости. Применяются большие и меньшие концентрации.

Схема расположения оборудования при ГРП приведена на рис. 2.4.

При выборе скважин для проведения ГРП надо учитывать следующее:

1) проведение гидроразрыва пластов, находящихся на поздней стадии эксплуатации, обычно экономически неэффективно;

62

elib.pstu.ru

•соединение газовой и водяной частей пласта с нефтяной залежью, особенно в наклонно направленных и горизонтальных скважинах;

•уход жидкости разрыва по системе отрытых тектонических трещин без образования новых трещин в продуктивной части пласта;

•вредное влияние полимерных компонентов жидкости

разрыва на проницаемость стенок образующихся трещин

ипроппанта;

•трудность заполнения тонких (узких) трещин расклинивающим материалом.

С учетом изложенного разработаны критерии выбора скважин для проведения ГРП:

•эффективная толщина пласта – не менее 5 м;

•в продукции скважин не должно быть газа из газовой шапки, а также закачиваемой или законтурной воды;

•продуктивный пласт, подвергаемый ГРП, должен быть отделен от других проницаемых пластов непроницаемыми разделами толщиной более 8–10 м;

•удаленность скважины от ГНК и ВНК по простиранию пласта должна превышать расстояние между добывающими скважинами;

•выработка нефти в районе скважины не должна быть бо-

лее 20 %;

•расчлененность продуктивного интервала (подвергаемого ГРП) – не более 3–5;

•скважина должна быть технически исправна, состояние эксплуатационной колонны и сцепление цементного камня с колонной и породой должны быть удовлетворительными в интервале выше и ниже фильтра на 50 м;

•продуктивность скважины должна быть значительно ниже продуктивности окружающих скважин;

•наличие скин-эффекта по результатам гидродинамических исследований.

64

elib.pstu.ru

Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, технически неисправных и расположенных близко от контура водоносности или от газовой шапки.

Следует иметь в виду, что низкая продуктивность скважины может быть связана с ухудшением проницаемости призабойной зоны пласта и, в частности, фазовой проницаемости для нефти. Снижение проницаемости ПЗП происходит не только при вскрытии пласта, но и в процессе эксплуатации скважины. В таких случаях очисткой ПЗП от кольматанта можно восстановить продуктивность скважины и без проведения ГРП, который в таких условиях является неоправданным с точки зрения затрат на его проведение.

Гидроразрыв пластов в нагнетательных скважинах должен проектироваться с учетом возможного направления и размеров создаваемых трещин. Образование магистральных трещин, обеспечивая необходимую интенсивность закачки воды в пласт, может привести к разрезанию нефтяной залежи на отдельные части таким образом, что произойдет интенсивное обводнение продукции добывающих скважин.

Если пласт сложен из нескольких самостоятельных пропластков, эффективность ГРП в таком пласте будет значительно меньше, так как образование трещины в одном пропластке может существенно изменить приток жидкости только из этого пропластка, но не суммарный приток из всех пропластков.

В таком случае надлежащий эффект в многослойном пласте или в пласте со слоистой неоднородностью по разрезу может быть достигнут одним из двух методов:

1)созданием одной вертикальной трещины, рассекающей все прослои, за одну операцию ГРП;

2)созданием горизонтальных трещин в каждом пропластке при поинтервальном или многократном ГРП.

Многократный разрыв – это осуществление нескольких разрывов в пласте за одну операцию. После регистрации раз-

65

elib.pstu.ru

рыва какого-то прослоя и введения в него нужного количества наполнителя в нагнетаемый поток жидкости вводятся упругие пластмассовые шарики, плотность которых примерно равна плотности жидкости. Потоком жидкости шарики увлекаются и закрывают те перфорационные отверстия, через которые расход жидкости наибольший. Диаметр этих шариков примерно 12–18 мм, один шарик может перекрывать одно перфорационное отверстие. Этим достигается уменьшение или даже прекращение потока жидкости в образовавшуюся трещину. Давление на забое возрастает и это вызывает образование новой трещины в другом прослое, что регистрируется на поверхности изменением коэффициентов поглотительной способности скважины.

После этого в поток снова вводятся шарики без снижения давления через специальное лубрикаторное устройство, устанавливаемое на устье скважины для закупорки второй образовавшейся трещины.

Разработаны и иные технологические приемы многократного ГРП с использованием закупоривающих шаров, а также с помощью временно закупоривающих мелкодисперсных веществ (нафталин), которые растворяются в нефти при последующей эксплуатации скважины. При последующем дренировании скважины закачанные шарики вымываются на поверхность и открывают все образовавшиеся трещины.

Поинтервальный разрыв – это ГРП в каждом прослое, при котором намеченный интервал изолируется сверху и снизу двумя пакерами и подвергается обработке. После окончания операции ГРП пакеры освобождаются и устанавливаются в пределах второго интервала, который обрабатывается как самостоятельный.

Поинтервальный разрыв возможен в случаях, когда общим фильтром разрабатываются несколько пластов или пропластков, изолированных друг от друга слоями непроницаемых

66

elib.pstu.ru

пород, имеющих толщину несколько десятков метров, с хорошим перекрытием – цементным камнем заколонного пространства. Это необходимо для размещения пакеров и якорей выше и ниже намеченного для ГРП интервала, а также для предотвращения ухода жидкости в пласты, не предназначенные для обработки во время данной операции.

Борьба с выносом проппанта. Серьезную проблему представляет собой вынос проппанта в скважину после проведения ГРП, что происходит после освоения скважины и ее последующей эксплуатации. Результатом выноса проппанта может быть заклинивание глубинно-насосного оборудования, снижение его межремонтного периода работы, удорожание ремонтных операций и др. В низкодебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что потребует периодических промывок. Результатом может быть потеря приствольной проводимости с полным прекращением добычи в случае полного перекрытия продуктивной зоны. Для предотвращения выноса проппанта ограничивают депрессию на пласт, также используют специальные волокна для удержания проппанта на месте.

Вкарбонатных коллекторах проводят кислотный ГРП.

Вотличие от ГРП с проппантом, в кислотном ГРП под давлением закачиваются попеременно порции геля и кислоты. Кислота растворяет карбонатную породу на стенках создаваемой трещины, что и создает сеть проницаемых каналов после стравливания давления в скважине.

2.3.Акустическое воздействие

Эффективность акустического воздействия на призабойную зону пласта обусловлена созданием значительных инерционных сил в жидкости, интенсивных течений на разделах фаз твердое тело – жидкость, которые в коллекторе реализуются в виде внутрипоровой турбулизации жидкости, что приво-

67

elib.pstu.ru

дит к отрыву механических частичек и высоковязких отложений от поверхности перфорационных каналов и порового пространства. Кроме того, генерирование поперечного магнитогидродинамического давления позволяет увеличить эффективное сечение поровых каналов за счет срыва застойных поверхностных пленок жидкости. Таким образом, акустическое воздействие позволяет восстанавливать и увеличивать проницаемость призабойной зоны пласта.

По данным гидродинамических исследований установлено, что в скважинах, где проводилось акустическое воздействие, отмечается улучшение состояния призабойных зон пласта по толщине работающих пропластков с увеличением проницаемости, гидропроводности и коэффициентов продуктивности.

2.4. Волновое воздействие

Технология основана на использовании эффекта ударной волны и сопутствующих ей вибровоздействия, имплозионного и гидроимпульсного воздействия, разрыва пласта давлением пороховых газов.

При быстром сгорании пороха давление на забое достигает 30–100 МПа, при этом столб жидкости в скважине является уплотнительным поршнем. Разрыв пласта давлением пороховых газов происходит за счет создания на локальном участке в призабойной зоне высокого давления, действующего в течение короткого промежутка времени. Возникающие аномальные напряжения, не успевая перераспределиться, приводят к необратимой деформации горных пород и появлению остаточных трещин, разуплотнений, которые после снижения аномального избыточного давления остаются в раскрытом состоянии.

Вибрационное воздействие на ПЗП достигается за счет генерирования в скважине колебаний, распространяющихся

68

elib.pstu.ru

через ее акустически прозрачные стенки в окружающую горную породу и последующего возбуждения резонансных колебаний в ПЗП с выделением внутренней энергии напряженного состояния пород (вторичное акустическое излучение). Первичные колебания в совокупности с этим излучением изменяют структурные свойства пластовых флюидов, а также фильтрационные характеристики пласта вокруг скважины.

Вибровоздействие наиболее эффективно проводить в скважинах:

•c проницаемостью призабойной зоны ниже средней проницаемости пласта или более удаленных от скважины зон пласта;

•c ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе бурения или ремонтных работ;

•c низкой проницаемостью пород, но с высоким пластовым давлением.

Эффективные результаты от вибровоздействия получа-

ют в скважинах, в которых пластовые давления близки к гидростатическому. В этом случае при вскрытии фильтра промывка скважины протекает с восстановлением циркуляции. При этом давление в трубах колеблется в пределах 10–22 МПа, затрубное – 8,0–15 МПа, а приемистость оказывается 8–10 л/с, что вполне достаточно для создания сильных импульсов.

Хорошие результаты от виброобработки получают в тех скважинах, дебит которых подвержен резкому снижению, не связанному с уменьшением пластового давления и их обводнением посторонними водами. В таких случаях в результате виброобработки удается восстановить первоначальный дебит скважины.

До виброобработки скважину исследуют с целью оценки состояния призабойной зоны, параметров пласта и скважины.

69

elib.pstu.ru

До начала работ проводят следующие мероприятия:

1)определяют глубину спуска вибратора и диаметр НКТ;

2)рассчитывают объем рабочей и продавочной жидкостей (нефти и воды) и ожидаемых давлений;

3)определяют нужное количество агрегатов и их типы, разрабатывают схему их расстановки;

4)намечают последовательность операции и темпы закачки рабочей и продавочной жидкостей.

В качестве рабочей жидкости применяют нефть, раствор

соляной кислоты, керосин и смеси этих жидкостей из расчета 2–3 м3 на 1 м толщины пласта.

Гидроимпульсное воздействие (ГИВ) основывается на импульсном дренировании пластов, при котором разрушаются экраны из кольматирующего каналы фильтрации материала

иразблокируются зоны, насыщенные нефтью и пластовой водой. Эффективность ГИВ зависит от выбора рабочего агента

ирежима обработки скважины. Нагрузка на пласт при ГИВ не должна быть чрезмерной, вызывающей разрушение горной породы в ПЗП.

В последнее время в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике все большее применение находят волновые процессы. Распространение волновых процессов обусловлено многогранностью их использования в различных областях нефтяного дела, начиная от сейсморазведки месторождений и прострелочно-взрывных работ в скважинах до промысловой очистки буровых растворов и сточных вод от мехпримесей.

Успешность волновых методов воздействия на пласт зависит от того, насколько точно определены:

а) условия их применения, включая коллекторские свойства пластов, физико-химические характеристики насыщающих пласт флюидов;

б) технологические параметры режимов ведения процесса, частоты и амплитуды волновых колебаний.

70

elib.pstu.ru