книги из ГПНТБ / Соломатин Г.Г. Гидравлический разрыв пласта (опыт нефтяников Туркмении)

зонасыщенной части пласта или прорывом от газовых нагнетательных скважин.

Гидравлический разрыв в этом случае может при­ вести к еще большему увеличению притока газа. Сни­ жение газового фактора за счет гидравлического разры­ ва достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя.

Гидравлический разрыв нецелесообразно проводить в нефтяных скважинах, расположенных вблизи водонеф­ тяного контура, так как при этом может произойти рез­ кое увеличение притока воды и потеря притока нефти. Гидравлический разрыв не рекомендуется проводить в скважинах, технически неисправных: с нарушенной фильтровой частью, с отводом, сломом или смятием ко­ лонны, при недостаточной высоте подъема цемента или при наличии сведений о плохом состоянии цементного кольца за колонной в большом интервале.

III. ТЕХНОЛОГИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Для обеспечения успешных результатов гидравличе­ ского разрыва технология его должна строиться с уче­

30

Размеры и количество трещин, создаваемых при гид­ роразрыве, зависят от целого ряда технологических параметров процесса, многие из которых могут устанав­ ливаться его исполнителями. Такими параметрами тех­ нологии гидроразрыва являются качество и количест­ во работах жидкостей, количество песка и концентра­ ция его в закачиваемой жидкости, темп нагнетания жидкости разрыва и жидкости с песком, величина дав­ ления, достигаемая при осуществлении процесса.

Выбор технологических ' параметров гидроразрыва, помимо теоретических предпосылок, производится на основе анализа результатов этого процесса в данном районе.

Ниже рассматриваются основные положения по вы­ бору технологических параметров гидроразрыва и дан­ ные о влиянии их на результаты этого процесса по месторождениям Кум-Дага и Небит-Дага.

1. Выбор рабочих жидкостей для гидравлического разрыва

При осуществлении гидроразрыва жидкости имеют различные назначения и в зависимости от этого подраз­ деляются на:

а) жидкость разрыва — предназначается для раск­ рытия или расширения трещин в пласте;

б) жидкость-песконоситель —служит для последую­ щего развития трещин и транспортировки песка от сме­ сительной машины до трещины и по трещине в глубь пласта;

в) продавочная жидкость — предназначается для продавки смеси жидкости с песком по колонне труб от устья и до пласта.

В начальный период внедрения процесса гидроразры­ ва считалось, что жидкость разрыва для нефтяного

31

ным по мощности парком насосных агрегатов, быть не­ дорогими и имеющимися, в достаточном количестве в

данном районе.

Выше было показано, что размеры образующихся трещин в пласте и, естественно, эффективность гидрав­ лического разрыва зависят от темпа нагнетания жид­ кости в пласт и от ее параметров — фильтруемости и вязкости.

Чем выше фильтруемость и меньше вязкость жид­ кости, применяемой для разрыва, тем выше должен быть темп нагнетания ее в пласт. Например, при осу­ ществлении гидравлического разрыва водой хорошо фильтрующейся жидкостью для получения эффективно­

нагнетания может быть до 1 м3/мин., т. е. гидроразрыв можно осуществить меньшим количеством менее мощ­ ных агрегатов.

Фильтруемое™ жидкостей определяется на приборе по изучению водоотдачи глинистых растворов. С низкой фильтруемостью принято считать жидкости, которые отфильтровываются менее 10 см3 за 30 минут.

В качестве жидкости разрыва на промыслах наи­ большее применение получила дегазированная промы­ словая нефть или жидкость, подготавливаемая в каче­ стве песконосителя. Потребное количество жидкости разрыва определяется по данным промыслового опыта. Величина ее колеблется в пределах 3 — 15 м3 и зависит от проницаемости пород, мощности фильтра,' степени дренированное™ пласта, фильтруемости и вязкости применяемой жидкости. Среднее количество жидкости разрыва назначается в пределах ТО i;3, а для скважин с интенсивным поглощением :—до' 15— 18 м3.

Чтобы частично исключить недоучет объема жидко-

сти разрыва, при закачке песка с жидкостыо-песконоси- телем, в первую порцию смеси рекомендуется добавлять его в небольшом количестве. Избыток жидкости будет способствовать большему расширению трещин и пре­ дотвратит скопление песка у устья последних.

На промыслах Кум-Дага и частично Небит-Дага за период внедрения гидроразрыва в качестве жидкостипесконосителя по нефтяным скважинам испытывались: топочный мазут, водонефтяные эмульсии, нефтекислот­ ные эмульсии и промысловая нефть.

Параметры этих жидкостей и полученные средние показатели процесса приводятся в таблице 4.

Полученные средние показатели гидроразрывов, вы­ полненных различными жидкостями, полностью согла­ суются с высказанными ранее положениями и показы­ вают, что более эффективными оказались процессы, проведенные с применением вязких жидкостей, с низ­ кой фильтруемостыо.

Отрицательной стороной вязких жидкостей, и в

34

частности топочного мазута, является то, что он плохо удаляется из пласта при последующем освоении сква­ жины. По этой причине целый ряд скважин был освоен после того, как в пласт закачали промысловую нефть для разрушения вязкости топочного мазута.

Имелись отдельные случаи, когда скважины не во­ зобновляли фонтанирования после гидроразрыва, про­ веденного с водонефтяной эмульсией.

Наиболее эффективной жидкостыо-песконосителем оказалась нефтекислотная эмульсия. Последняя имеет низкую фильтруемость, достаточно высокую вязкость и легко разлагается в пласте на нефть и кислотный раст­ вор. Кислотный раствор растворяет карбонатный ма­ териал стенок трещин и, тем самым, повышает их про­ пускную способность. Этим и объясняется большая эф­ фективность гидроразрывов на нефтекислотной эмуль­ сии.

В таблице 5 приводятся рекомендуемые составы нефтекислотных эмульсий из нефтей различных место­ рождений.

Почти из всех товарных нефтей разрабатываемых месторождений можно получить нефтекислотные эмуль­ сии, однако большинство из них оказываются стойкими

частично или полностью разлагаются. Особенно при фильтрации через породу. Для получения более стойких эмульсий оказалось необходимым ввести эмульгаторы. В качестве эмульгаторов могут быть использованы то­ почный мазут и природный асфальтит (добывается на Садкинском руднике Оренбургского Совнархоза).

В таблице 5 приведены минимальные необходимые значения добавок эмульгаторов, так как с увеличением их увеличивается стабильность и резко возрастает вяз­ кость эмульсии до громадных значений, что уже явля-

* Эмульсии стойки при температурах до 25°С, при больших-температурах разлагаются.

ется отрицательным фактором. Увеличение концентра­ ции кислотного раствора в нефтекислотных эмульсиях, почти для всех нефтей, приводит к увеличению вязко­ сти и стабильности их, исключая эмульсии из нефтей Котур-Тепе. Эмульсии из нефтей Котур-Тепе при добав­ ке раствора кислоты, концентрацией свыше 10%, ока­ зываются не стойкими, даже при добавках эмульгато­ ров. Применять нефтекислотные эмульсии возможно при производстве гидроразрывов в скважинах неболь­ шой глубины — до 1800 — 2000 м или в том случае, когда имеется возможность закачивать их по колонне

глубине скважин возникают громадные гидравлические потери, достигающие нескольких сот атмосфер.

Для гидроразрывов по глубоким скважинам следует применять промысловые нефти с добавкой 2 — 2,5% асфальтита. Добавка в нефть такого количества асфаль­ тита практически не повышает вязкости, но значительно снижает ее фильтруемость.

Нефти с добавкой асфальтита могут применяться и по неглубоким скважинам, но предпочтение, в этом случае, следует отдавать нефтекислотным эмульсиям.

Для закачки грубозернистого или крупнозернистого песка за колонну скважин, с целью создания песчано­ го фильтра, могут применяться промысловые нефти или водонефтяные эмульсии. Эмульсии позволяют закачи­ вать песок с большей концентрацией и поэтому расход их будет небольшим.

38

помощью цементировочного насосного агрегата. В емкость заливается вода и объем кислоты, предусмот­ ренный рецептурой, а затем нефть с добавкой эмульга­ тора, и производится перекачивание жидкостей агрега­ том «на себя». Для того чтобы из емкости агрегат мог

щей линии агрегата. Выкидная линия агрегата направ­ ляется обратно в емкость. Чтобы ускорить процесс при­ готовления эмульсии, на выкидной линии следует уста­

произвести также с помощью насосного агрегата, для чего асфальтит (топочный мазут) загружается в замер­ ный бак агрегата и доливают его полностью нефтью. Смесь перемешивается вспомогательным трехплунжер­ ным насосом, а затем откачивается в емкость для при­ готовления эмульсии.

Расход жидкости-песконосителя зависит от количест­ ва песка, запланированного для закачки в пласт, темпа нагнетания и допустимой концентрации песка в смеси.

При определении объема жидкости-песконосителя можно принимать следующие допустимые концентрации песка, если темп нагнетания смеси в скважину будет не менее 0,7 м3/мин:

а) при подаче песка с промысловой или амбарной нефтью, вязкостью 12 — 50 сантипуаз, — 50 — 150 кг/м3\

39

б) при подаче песка на вязкой нефти или нефтема­ зутной смеси, вязкостью 50 — 150 сантипуаз,— 100 — 250 кг/мг;

в) при подаче песка с эмульсией, вязкостью 200 — 400 сантипуаз, — 200 — 400 кг/м3;

г) при подаче песка с эмульсией или топочным ма­

особенно для маловязких жидкостей. При темпе нагне­ тания свыше 3 — 3,5 м3/мин подачу песка в пласт мож­ но осуществлять на воде, с концентрацией в пределах

40 — 120 кг/м3.

•По величине допустимой концентрации и количест­ ву песка, запланированного для закачки в скважину, определяется потребный объем жидкости-песконоси- теля.

В качестве продавочной жидкости может приме­ няться промысловая нефть, пластовая пли техническая вода. Чтобы избежать снижения проницаемости пород в призабойной зоне от воздействия воды, что особенно наблюдается в скважинах с низким пластовым давле­ нием, необходимо в нее добавлять поверхностно-актив­ ные вещества, такие как сульфонол, ОП-Ю, ОП-7 п другие.

На промыслах Туркмении опробован сульфонол, ко­ торый оказался высокоэффективным реагентом, сни­ жающим поверхностное натяжение вод при небольшой добавке его — 0,05—0,1%.

Добавка сульфонола в воду резко сокращает сроки освоения скважин, способствует быстрому удалению из пласта накачанной воды и тем самым повышает дебит скважин.

Объем продавочной жидкости принимается на 15—•

40