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

Для того чтобы обеспечить одновременное действие всех указанных факторов и добиться прекращения пробкообразовання, необходимо не просто закачивать круп­ нозернистый песок за колонну (при низких давлениях), а стремиться осуществлять гидравлический разрыв, т. е- проводить процесс при давлениях, обеспечивающих рас­ слоение пород. Закачка крупнозернистого песка за ко­ лонну при высоких давлениях, помимо более полного за­ полнения песком каверн и каналов, обеспечивает расши­ рение и углубление каналов дренирования, что приводит к снижению пробкообразования и к увеличению дебита скважин. Это подтверждается данными по скважинам 643 и 251, приведенными в таблице 8.

В скважинах, сильно дренированных, из которых вынесено большое количество пластового песка, процесс закачки крупнозернистого песка может происходить при низких давлениях или вообще без давления на устье. Очевидно, в таких условиях операция будет сводиться к заполнению крупнозернистым песком каверн и каналов дренирования. Конечным результатом такой операции может быть сокращение пробкообразования и увеличе­ ние межремонтного периода работы скважины, что, в свою очередь, приведет к большему отбору нефти из пласта.

Успех операции, проводимой как при условиях раз­ рыва пород, а также при низких давлениях, во многом зависит от количества песка, закачиваемого в скважину. При неполном заполнении каверн и каналов дрениро­ вания крупнозернистым песком часть отверстий перфо­ раций в колонне окажется открытыми, через которые пластовой песок может поступать на забой скважины.

В таблице 8 приводятся данные изменения межре­ монтного периода и периода промывок песчаных пробок по ряду скважин, в которых проводились гидроразрывы

62

с закачкой различного количества крупнозернистого песка. Из приведенных данных отмечается, что при за­ качке в пласт крупнозернистого песка свыше 0,5—0,7 тонны на метр мощности фильтра, достигается увеличе­ ние межремонтного периода работы скважины и перио­ да промывок песчаных пробок. При закачке меньшего количества песка, пробкообразование не уменьшается, а зачастую увеличивается.

В ряде скважин после гндроразрыва в колонну по­ ступает одновременно мелкий пластовой и крупнозер­ нистый накачанный песок. Последнее может быть выз­ вано тем, что в процессе эксплуатации скважин от­ верстия перфорации в колонне были размыты струей жидкости с пластовым песком, а поэтому закачанный крупнозернистый песок не в состоянии удерживаться (образовать свод) за колонной. В таких случаях, в пос­ леднее время, на промыслах стали сочетать закачку крупнозернистого песка за колонну по технологии гид­ роразрыва с последующим закреплением этого песка синтетическими смолами (пластмассами) или цементны­ ми растворами. Указанное сочетание операции в ряде случаев позволило ликвидировать пробкообразование.

5.Гидравлический разрыв с целью снижения высокого газового фактора в нефтяных скважинах

По месторождению Кум-Даг давление насыщения по большинству горизонтов оказывается близким или рав­ ным начальному пластовому давлению. При эксплуата­ ции скважин, то есть при снижении давления на забое, из нефти начинает выделяться га'з, вначале в призабой­ ной зоне, а затем и в глубине пласта. В скважинах при этом снижаются дебиты нефти и резко возрастают деби­ ты газа и, соответственно, газовые факторы. Высокие газовые факторы в скважинах возможны также за счет

S4

прорыва газа из газовой шапки, образующейся в повы­ шенной части пласта, или от газовой нагнетательной скважины, расположенной вблизи эксплуатационной. Чтобы сохранить пластовую энергию, скважины, рабо­ тающие с высоким газовым фактором, останавливают (консервируют).

Опыт проведения гидроразрывов на промыслах КумДага показывает, что этот процесс в ряде случаев сни­ жает газовый фактор и тем самым предотвращает оста­ новку скважин.

Снижение газового фактора за счет гидроразрыва вызывается изменением условий притока нефти и газа в связи с созданием в пласте глубоких трещин, прости­ рающихся за зону разгазирования нефти. Трещины сни­ жают перепад давления вблизи ствола скважины и обеспечивают приток менее разгазированной нефти из удаленной части пласта.

Снижение газового фактора может произойти за счет образования трещин в пропластках, которые до гидро­ разрыва не эксплуатировались. После процесса из таких пропластков будет притекать нефть с небольшим со­ держанием газа, за счет чего и уменьшится общий газо­ вый фактор скважины.

Данные по ряду скважин, представленные в табли­ це 9, показывают, что снижение газового фактора отме­ чается в тех случаях, когда за счет гидроразрыва до­ стигнуто значительное увеличение дебита нефти. Очевид­ но, чтобы снизить газовый фактор и увеличить дебит нефти в скважине, технология процесса гидроразрыва должна строиться из расчета создания в пласте больше­ го количества глубоких трещин. С этой целью, как пока­ зано выше, необходимо применять нефтекислотные эмульсии или другие слабофильтрующиеся жидкости, закачивать в пласты большее количество песка. Доста­ точно очевидно это подтверждается данными таблицы 9.

По скважинам, в которых гидроразрывы проводились на топочном мазуте (слабофильтрующаяся жидкость) и закачивалось свыше 5 тонн песка, увеличился дебит нефти и уменьшился газовый фактор. В тех случаях, когда гидроразрывы проводились на промысловой неф­ ти (хорошо фильтрующаяся жидкость) или закачива­ лось небольшое количество песка, результаты оказались отрицательными.

Однако и при правильном исполнении гидроразрыва снижение газового фактора можно не достигнуть, если зона разгазирования нефти вокруг скважины окажется значительной, охватывающей и соседние скважины дан­ ного гарнизона.

По скважинам, в которых высокие газовые факторы связаны с прорывом газа из газовой шапки или от на­ гнетательной скважины, гпдроразрыв может привести к увеличению притока газа и повышению газового факто­ ра. Эти особенности гидроразрыва необходимо учиты­ вать, чтобы не вызвать неоправданной консервации скважин.

6.Метод освоения нагнетательных скважин в условиях слабосцеменгированных пород

Для достижения высокой приемистости нагнетатель­ ных скважин необходимо в призабойной зоне пласта создать систему трещин и каналов, простирающихся глубоко в пласт. В нагнетательных скважинах, вскрыв­ ших слабосцементированные и легко разрушающиеся породы пластов, сравнительно легко в призабойной зоне создаются трещины и каналы за счет интенсивного дре­ нирования и гидравлического разрыва. Однако зачастую эффективность этих мероприятий оказывается кратко­ временной по следующим причинам.

В процессе нагнетания воды, особенно поршневыми

66

\

насосами, происходят частые и резкие изменения давле­ ния нагнетания (отключение и подключение параллель­ ных насосов, порыв нагнетательных линий, отключение электросети и т. д.).

При снижении давления на устье скважины из-за медленной передачи давления в призабойной зоне про­ исходит обратное движение воды из пласта в скважину. Этот поток увлекает илистые и глинистые частицы раз­ рушающегося пласта и заполняет колонну. При после­ дующем нагнетании вода из колонны вместе с глини­ стыми частицами поступает в проницаемые участки плас­ та и закупоривает (заиливает) их, резко уменьшая при­ емистость скважины [14].

Поддержание высокой приемистости нагнетательных скважин в этих условиях оказываетя очень трудоемкой операцией, так как требовалось проводить повторное дренирование или гидроразрывы через 15—30 дней на­ гнетания воды в скважину.

Решение вопроса об освоении нагнетательных сква­ жин было подсказано данными исследования процесса гидроразрыва.

Испытание скважин на приемистость, проводимое перед гидроразрывом, показало, что по достижении на устье скважины давления] равного давлению столба во­ ды в скважине, приемистость резко возрастает и сохра­ няется при сохранении давления нагнетания длитель­ ное время. (См. также разд. I).

Учитывая эти результаты, НПУ «Кумдагнефть» в 1955 году провело переоборудование насосных станций и по горизонтам, залегающим на глубину 900—1200 м, довело давление нагнетания до 110—120 атм, то есть создало давления нагнетания,, при которых возможно непрерывное (динамическое) расслоение пород пласта

[14]. .

Это мероприятие позволило вести запланированную

67

закачку воды по большинству горизонтов Восточного и Западного Кум-Дага.

Кроме того, нагнетание воды при условиях динами­ ческого расслоения пород позволило:

]. Достигнуть стабильной приемистости скважин.

2.Сократить работы по восстановлению приемисто­ сти и по подготовке к нагнетанию новых скважин.

3.Не сооружать водоочистных установок для подго­ товки воды, хотя нагнетаемая вода содержит большое количество механических примесей (3—24,0 мг)л) и про­ дуктов коррозии (0,5—3,6 мг/л).

Нагнетание воды при условиях динамического рас­ слоения пород заслуживает детального изучения и ши­ рокого применения, особенно по месторождениям, плас­ ты которых слабосцементированы и имеют низкую про­ ницаемость.

V.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА И ЕЕ ОЦЕНКА

Гидравлический разрыв, воздействуя на призабой­ ную зону, повышает производительность скважин, од­ новременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефте­ отдачу пласта. Повышение нефтеотдачи пласта создает условия для экономии капитальных вложений на разведку и разработку новых нефтяных месторож­ дений.

Однако оценить величину изменений показателей пласта, вызываемых проведением гидроразрыва в сква­ жинах, в настоящее время затруднительно.

Поэтому основными технико-экономическими пока­ зателями, по которым определяется эффективность гид­ равлического разрыва, являются получаемый прирост добычи нефти и себестоимость прироста добычи нефти.

68

При определении экономической эффективности гндроразрыва принято сравнивать добычу нефти из скважи­ ны и её себестоимость, получаемую с применением гид­ равлического разрыва и без него.

Себестоимость тонны нефти, дополнительно добытой за счет гидроразрыва, определяется путем деления всех затрат, связанных с осуществлением процесса и добы­ чей дополнительной нефти, на количество дополнитель­ но добытой нефти.

В состав затрат по проведению гидроразрыва вклю­ чаются затраты на подготовку скважины к процессу, осуществление его и освоение скважины после гидро­ разрыва.

Затраты на подготовку скважин к гидроразрыву и освоение их после процесса рассчитываются, исходя из продолжительности этих видов работ (в часах) и стои­ мости одного часа подземного ремонта скважин.

Расходы на проведение гидроразрыва определяются по фактическим данным, которые складываются из за­ трат на содержание агрегатов, стоимости песка, рабочих жидкостей, их транспортировки, цеховых расходов и другого.

Затраты на дополнительную добычу нефти, получа­ емую за счет гидроразрыва, состоят из расходов по из­ влечению ее на поверхность, перекачку, хранение и деэмульсацию.

Если гидроразрывы проводятся по скважинам, экс­ плуатирующим горизонты, разрабатываемых с поддер­ жанием пластового давления, то в число затрат на до­ бычу дополнительной нефти включаются затраты на закачку рабочего агента в пласт в количестве, соответ­ ствующем дополнительно добытой нефти за счет гидроразрыва.

Для расчета себестоимости тонны нефти, помимо за­ трат, определяется величина дополнительной добычи

6 0

(прирост добычи), которую даст гидравлический раз­ рыв пласта.

При определении дополнительной добычи нефти рас­ сматриваются обычно 2 группы скважин:

1.Скважины действующего фонда.

2.Скважины, введенные в эксплуатацию за счет гндроразрыва из простоя или длительного освоения.

Вся добыча нефти, получаемая после гндроразрыва по второй группе скважин, принимается полностью как дополнительная добыча за счет этого процесса.

По действующему фонду скважин дополнительная

добыча определяется различно в зависимости от време­ ни ее определения. Подсчет дополнительной добычи нефти в скважине, в момент когда дебит ее после гпдроразрыва станет равным дебиту до этого процесса, можно произвести по следующей методике.

По данным эксплуатации скважины устанавливался среднесуточный дебит ее до гндроразрыва. При этом учитывается характер замеров дебитов в скважине. При стабильной работе скважин, с закономерным снижени­ ем дебита, за среднесуточный дебит принимается сред­ несуточный дебит последнего месяца эксплуатации. По месторождениям Кум-Даг, Небнт-Даг и Челекен заме­ ры дебитов, как по насосным, так и по фонтанным сква­ жинам, часто и резко меняются от замера к замеру, что вызывается эксплуатацией залежей на режиме раство­ ренного газа. По насосному фонду скважин колебания замеров дебитов вызываются также за счет пробкообразования и износа насосов во времени.

В таких условиях за дебит скважины до гидрораз­ рыва принимается среднесуточный дебит за последние три месяца работы скважин.

После гидроразрыва устанавливается среднесуточ­ ный дебит за каждый месяц работы скважин с повы­ шенным дебитом,

70