Гідравлічний розрив пласта (ГРП) - процес гідравлічної обробки його привибійної зони для поглиблення та розширення вже наявних та утворення нових тріщин у породі продуктивного пласта, а також подальшого їх збереження.

Гідравлічний розрив проводять як в експлуатаційних, так і нагнітальних свердловинах. У першому випадку ГРП дозволяє збільшити приплив пластової рідини, у другому - покращити прийомистість свердловини.

Гідравлічний розрив пласта проводять для збільшення проникності привибійної зони пласта, створення умов, що полегшують приплив пластової рідини в експлуатаційній колоні або відповідно вхід її в пласт під час роботи нагнітальної свердловини. При проведенні ГРП старі і нові тріщини, що розширилися, служать каналами для перетікання пластової рідини, що володіють меншим гідравлічним опором.

Основою ГРП є механічне руйнування породи продуктивного пласта під тиском рідини, що закачується до нього. Для збереження тріщин, що утворилися, і запобігання змиканню їх стінок після зниження тиску в них закачують крупнозернистий пісок.

Залежно від цілей розрізняють кілька видів ГРП: одноразовий - до створення однієї тріщини в продуктивному пласті; багаторазовий – для утворення великої кількості тріщин; спрямований (поінтервальний) – для створення Тріщин у певних інтервалах пласта.

Матеріал, із якого складені породи, має певну міцність, тобто. характеризується певним тиском, який необхідно створити, щоб розірвати, механічно зруйнувати породу. Характерно, що у всіх порід міцність при розтягуванні набагато менше міцності на стиск. Наприклад, пісковики мають міцність на стиск 20-500, а на розтяг 0,5-25 МПа, вапняки відповідно 5-260 та 0,2-25 МПа. Це означає, що для руйнування зразка - стовпчика з розміром поперечного перерізу 1x1 см - необхідно докласти стискаюче зусилля від 2 до 50 кН або розтягуюче - від 50 до 2500 Н. , періодом та умовами її утворення.

Процес утворення тріщин у пласті може бути представлений наступним чином: породи, що складають пласти, знаходяться в стислому стані, що обумовлено вагою порід, що лежать над ними.

Таким чином, щоб утворилися нові тріщини або розширилися старі, необхідно створити в пласті такий тиск, який би подолав гірський і міцний породи. Для виконання цієї умови в пласт нагнітають рідину з такою витратою, яка перевищує кількість рідини, що погладжується пластом, і забезпечує створення в ньому необхідного тиску.

Як свідчать дослідження, тріщини, що у пласті при ГРП, можуть мати протяжність до кількох десятків метрів.

Витрата та тиск нагнітання рідини розраховують заздалегідь на основі даних про проникність пласта, його пористість і т.п.

Гідравлічний розрив пласта проводять наступним чином (рис. 13.1):

а) у зоні пласта, що підлягає розриву, встановлюють пакери (нижній може бути відсутнім);

б) по спеціальній колоні труб, що закачують рідину для утворення в пласті тріщин.
Установка пакерів обумовлена ​​необхідністю розвантаження експлуатаційної колони від
тиску рідини, а також забезпеченням навантаження певного інтервалу пласта,
що знаходиться між пакерами;

в) у тріщину закачують крупнозернистий пісок, який залишається в ній і надалі при
експлуатації свердловин виконує роль каркаса, перешкоджає змиканню стін тріщин після

Мал. 13.1 Схема проведення гідравлічного розрізу пласта;

а – встановлення пакера; б – створення тріщини; в – закачування піску; 1 – експлуатаційна

колона; 2 – колона труб; 3 – продуктивний пласт; 4 – верхній пакер; 5 – нижній

пакер; I – рідина розриву; II – рідина-пісконосій; ІІІ – продавочна рідина.

Послідовність робіт під час проведення ГРП така. Підготовчі роботи. При гідравлічному розриві пласта, коли тиск може виявитися вищим за допустимий для експлуатаційної колони, в колоні слід встановити пакери.

Місця встановлення агрегатів для ГРП повинні бути відповідним чином підготовлені та звільнені від сторонніх предметів, що перешкоджають установці агрегатів та прокладенню комунікацій.

Перед ГРП у свердловинах, обладнаних ШСК, необхідно відключити привід СК, загальмувати редуктор, а на пусковому пристрої вивісити плакат «Не вмикати – працюють люди!». Балансир СК встановлюють у положення, при якому можна безперешкодно розмістити заливальну арматуру та обв'язати гирло свердловини. Після цього виконують такі операції.

1. Біля гирла свердловини встановлюють агрегат підземного ремонту для спуску-підйому

колони труб при спуску та встановленні внутрішньоскважинного обладнання. Поряд з

свердловиною мають обладнання для виконання безпосередньо ГРП, насосні та

піскозмішувальні агрегати, цистерни та інше обладнання.

Агрегати для ГРП встановлюють на відстані не менше 10м від гирла свердловини і таким чином

чином, щоб відстань між ними була не менше 1 м і кабіни не були звернені до

гирлом свердловини.

2.Із свердловини витягують обладнання, що використовується для її експлуатації (колона

підйомних труб, штанговий насос свердловин або ЕЦН). Уточнюють глибину вибою свердловини, розташування пласта (або групи пластів), що підлягає розриву.

3.Свердловину промивають для видалення забруднень і піщаних пробок. У ряді випадків для підвищення ефективності ГРП проводять кислотну обробку та додаткове розтин продуктивного пласта в інтервалі, наміченому для гідророзриву. При цьому використовують кумулятивну або гідропіскоструминну перфорацію, створюючи до 100 отворів на 1 м свердловини. В результаті тиск, що розвивається насосами при ГРП, зменшується, а кількість тріщин у пласті зростає.

4. На колоні НКТ спускають пакер з якорем і встановлюють на 5-10 м вище за верхні.

отвори перфорації.

У ряді випадків він може бути нижчим за верхню покрівлю пласта. Довжина хвостовика

повинна бути максимально можливою, щоб забезпечити рух піску у висхідному

потік до тріщини і попередити його випадання в зумпф свердловини.

Залежно від технології гідророзриву може бути встановлений і другий пакер – нижче

перфораційних отворів.

5. Свердловину промивають та заповнюють до гирла рідиною: якщо свердловини експлуатаційна – дегазованою нафтою, якщо нагнітальна – водою.

6. Садять та оппресовують пакер тією ж рідиною, якою заливають свердловину. При цьому у внутрішній порожнині спущених НКТ утворюють тиск, а якість герметизації контролюють за відсутністю переливу рідини з кільцевого простору свердловини. Опресовують пакер при двох тисках - свідомо меншому і максимально можливому, що розвивається насосами.

Якщо пакер не забезпечує необхідної герметичності, його зривають та проводять повторну посадку, після чого знову опресовують.

7. Після опресування гирло свердловини обв'язують. Для цього використовують спеціальну
арматуру гирла.

Безпосередньо ГРП виконують в такий спосіб.

1. Насосним агрегатом закачують у свердловину рідину розриву, яка в залежності від фізико-механічних особливостей пласта має відповідно підвищену в'язкість і буває двох типів: на основі вуглеводневих рідин або водних розчинів. У першому випадку це можуть бути сира високов'язка нафта, загущені гас або дизельне паливо, у другому - вода, сульфітспиртова барда, загущені розчини соляної кислоти.

Рідина розриву закачують при декількох значеннях подач насосів і на кожному режимі роботи визначають прийомистість свердловини, будують графік залежності витрати рідини, що поглинається від тиску, що розвивається. Витрата рідини, що закачується в пласт, поступово збільшують до тих пір, поки не відбудеться стрибкоподібного збільшення поглинання рідини і деякого зменшення тиску нагнітання, що свідчить про утворення тріщин у пласті.

2. Після появи тріщин у колону НКТ починають закачувати рідину-пісконосій.
може бути та сама рідина, що використовувалася при розриві пласта, але змішана з піском.
Рідина-пісконосій закачують усіма насосними агрегатами при максимальних тисках.
та подачі.

Вміст піску в рідині змінюють у межах 100 - 600 кг на 1 мЗ рідини. Пісок має бути міцнішим, ніж порода, що складає пласт, і досить великим. Перед ГРП його промивають від глини та пилу та відсівають за розмірами піщинок - фракцій. Найбільш прийнятною фракцією є пісок із розмірами зерен 0,5-1,0 мм. Загальна кількість піску, що закачується в свердловину, залежить від протяжності тріщин і змінюється від 4 до 20 т.

3. Без припинення подачі рідини та зниження тиску після закінчення закачування рідини-пісконосія починають закачувати в свердловину продавочну рідину, об'єм якої повинен бути на 1,5-2 мЗ більше обсягу НКТ, на яких спущений пакер, і зумпфа. Як продавочна рідина використовують малов'язку нафту або воду, оброблену ПАР. Часто в нафтові свердловини після закачування рідини-пісконосія закачують 2-2,5 мЗ чистої рідини без піску, після чого приступають до закачування рідини - води. В цьому випадку об'єм води вибирають таким, щоб запобігти попаданню її в пласт.

При гідравлічних випробуваннях обв'язки гирла і трубопроводів обслуговуючий персонал видаляють від об'єктів, що випробовуються, за межі небезпечної зони.

Під час закачування та продавки рідини знаходження людей біля гирла свердловини та біля нагнітальних трубопроводів забороняється. Під час роботи агрегатів забороняється ремонтувати їх або кріпити обв'язування гирла свердловини та трубопроводів. Перед від'єднанням трубопроводів від гирлової арматури слід закрити крани на ній та знизити тиск у трубах до атмосферного.

Пуск агрегатів дозволяється лише після видалення людей, які не пов'язані безпосередньо з виконанням робіт, за межі небезпечної зони. Завершальні роботи виконують так:

1. Після закачування продавочної рідини гирло свердловини закривають доти, доки тиск у
колона НКТ не зменшиться до атмосферного або близького до нього. Це необхідно для
запобігання виносу піску з тріщин, створених при гідророзриві, та утворення піщаних
пробок.

У цей час зазвичай демонтують комунікації, що з'єднували наземне обладнання, забирають його зі свердловини.

2. Зривають пакер і витягують на поверхню внутріскважинне обладнання.

3. Промивають свердловину від піску, що не потрапив у пласт і осів на забій.

4. Освоєння свердловини проводять звичайним шляхом: якщо вона експлуатаційна – спускають насос, колону НКТ та починають відбір рідини, якщо нагнітальна – промивають від зважених частинок; піднімають колону труб, що промивають, і підключають до водоводу.

Залишки рідини розриву та нафти повинні зливатися з ємностей агрегатів та автоцистерн у промислову каналізацію, нафтовишку або спеціальну ємність-відстійник.

У зимовий час після тимчасової зупинки робіт слід пробним прокачуванням рідини переконатися у відсутності пробок у трубопроводах. Забороняється підігрівати систему нагнітальних трубопроводів відкритим вогнем.

Якщо продуктивний пласт достатньої товщини або складається з окремих шарів пісковика і глини, що чергуються, то максимальний ефект від ГРП може бути отриманий при створенні великої кількості тріщин, рівномірно розподілених по висоті всіх шарів продуктивного пласта. Для вирішення цього завдання проводять поінтервальне ГРП.

Існує кілька його технологій. Один із них передбачає проведення ГРП, починаючи з нижнього пропластка (рис. 13.2, а). При цьому перфорують нижній пропласток у необхідному інтервалі, встановлюють пакер та проводять ГРП. Далі колону труб з пакером витягують і інтервал, що піддається, ізолюють за допомогою піску, що засипається в свердловину (рис. IV. 14, б). Після цього знову спускають перфоратор на меншу висоту, що відповідає розташуванню вище пропластка, який розкривають. Потім аналогічним чином проводять ГРП розкритого пропластка (рис. 13.2, в). Для кожного з оброблюваних пропластків комплекс робіт повторюють. Потім промивають свердловину до вибою і вводять в експлуатацію, (рис. 13.2, г).

Якщо товщина пропластків глин і пісковика досить велика, то поінтервальний ГРП можна проводити за допомогою здвоєного пакера, при цьому верхній пакер встановлюють трохи вище покрівлі пласта, а нижній трохи нижче за його підошву. Здвоєний пакер дозволяє виключити ізоляцію раніше розірваних пропластків засипкою піску та подальше промивання свердловини.

Основна література: 2 [Стор. 149-151], 3 [стор. 414-421], 4 [стор. 297-311].

Контрольні питання:

1. Для чого проводять гідророзрив пласта.
2. Яка послідовність робіт під час проведення ГРП.
3. Підготовчі роботи щодо ГРП.
4. Які види ГРП Ви знаєте?
5. Завершальні роботи під час проведення ГРП.
6. У яких випадках проводять інтервальний ГРП.
7. У чому суть селективного ГРП.

Тема лекції 14

Вступ

1. Гідравлічний розрив пласта як підтримання продуктивності свердловин

2. Сутність методу гідравлічного розриву пласта

2.1 Проведення ГРП

2.2 Кошти проведення ГРП

3 Технологія та техніка проведення ГРП

4 Вибір технології ГРП

5 Устаткування, що використовується при ГРП

6 Приклад розрахунку гідравлічного розриву пласта

Висновок

Список використаної літератури

ВСТУП

Вилучення нафти з пласта та будь-який вплив на нього здійснюється через свердловини. Привибійна зона свердловини (ПЗС) – область, де всі процеси протікають найбільш інтенсивно. Тут, як у єдиний вузол, сходяться лінії струмів при вилученні рідини або розходяться – при закачуванні. Від стану привибійної зони пласта істотно залежать ефективність розробки родовища, дебіти видобувних, придатність нагнітальних і та частка пластової енергії, яка може бути використана на підйом рідини безпосередньо в свердловині.

Механічні методи впливу ефективні у твердих породах, коли створення додаткових тріщин у ПЗЗ дозволяє долучити до процесу фільтрації нові віддалені частини пласта.

Одним із найпоширеніших методів інтенсифікації видобутку нафти або газовіддачі є гідравлічний розрив пласта (ГРП).

Його використовують для створення нових тріщин як штучних, так і для розширення старих (природних), з метою покращення сполученості зі стовбуром свердловини та збільшення системи тріщин або каналів для полегшення припливу та зниження енергетичних втрат у цій обмеженій області пласта.

Гідравлічний розрив пласта проводиться при тисках, що доходять до 100 МПа, з великою витратою рідини та при використанні складної та різноманітної техніки.

1. ГІДРАВЛИЧНИЙ РОЗРИВ ПЛАСТА ЯК ЗАСІБ ПІДТРИМАННЯ ПРОДУКТИВНОСТІ СВЕРДЛОВИН

Сутність методу гідравлічного розриву пласта полягає в тому, що на вибої свердловини шляхом закачування в'язкої рідини створюються високі тиски, що перевищують в 1,5-2 рази пластовий тиск, в результаті пласт розшаровується і в ньому утворюються тріщини.

Промислова практика показує, що продуктивність свердловин після гідравлічного розриву збільшується іноді кілька десятків разів. Це свідчить про те, що тріщини, що утворилися, з'єднуються з існуючими раніше, і приплив рідини до свердловини походить з віддалених ізольованих від свердловини до розриву пласта високопродуктивних зон. Про розкриття природних чи освіті штучних тріщин у пласті судять за графіками зміни витрати Q та тиску P при здійсненні процесу. Утворення штучних тріщин на графіку характеризується падінням тиску при постійному темпі закачування, а при розкритті природних тріщин витрата рідини розриву зростає непропорційно до зростання тиску.

Гідравлічний розрив пласта здійснюється для підтримки продуктивності свердловин так, як показала практика проведення ГРП вигідніше, ніж будівництво нової свердловини як з економічного боку, так і з точки зору розробки. Але проведення гідравлічного розриву вимагає дуже ретельного вивчення термодинамічних умов та стану привибійної зони свердловини, складу порід і рідин, а також систематичного вивчення накопиченого промислового досвіду на даному родовищі. Здійснення гідравлічного розриву пласта рекомендується у наступних свердловинах:

1. Дали при випробуванні слабкий приплив

2. З високим пластовим тиском, але з низькою проникністю колектора

3. Із забрудненою привибійною зоною

4. Із заниженою продуктивністю

5. З високим газовим фактором (порівняно з оточуючими)

6. Нагнітальних з низькою ємністю

7. Нагнітальних для розширення інтервалу поглинання

Метою проведення гідравлічного розриву є збільшення продуктивності свердловин з впливом на привибійну зону свердловини – зміна властивостей пористого середовища та рідини (властивості пористого середовища змінюються при гідророзриві за рахунок утворення системи тріщин).

Припустимо, що успіх чи неуспіх гідророзриву ми пов'язуємо з двома факторами: попереднім дебітом свердловини та товщиною пласта. Насправді ефективність гідророзриву залежить, звичайно, не від двох, а від багатьох факторів: тиску рідини, що нагнітається, темпу закачування, відсотка піску в цій рідині і т.д.

2. СУТНІСТЬ МЕТОДУ ГРП

Гідравлічний розрив пласта проводиться наступним чином: проникний пласт закачується рідина при тиску до 100 МПа, під дією якого пласт розщеплюється, або по площинах напластування, або вздовж природних тріщин. Для попередження змикання тріщин при знятті тиску в них разом з рідиною закачується великий пісок, що зберігає проникність цих тріщин, що у тисячу разів перевищує проникність непорушеного пласта.

Для попередження змикання тріщин, що утворилися в пласті, і збереження їх у розкритому стані після зниження тиску нижче тиску розриву в тріщини, що утворилися, нагнітають разом з рідиною відсортований крупнозернистий кварцовий пісок. Подача піску обов'язкова як у новостворені, так і в тріщини, що існували в пласті, розкриті при гідророзриві. Як свідчать дослідження, у процесі гідравлічного розриву виникають тріщини шириною 1-2 мм. Радіус їх може досягати кількох десятків метрів. Заповнені крупнозернистим піском тріщини мають значну проникність, в результаті чого після гідророзриву продуктивність свердловини збільшується в кілька разів.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) проводять для утворення нових або розкриття вже існуючих тріщин з метою підвищення проникності привибійної зони пласта та збільшення продуктивності свердловини.

Гідравлічний розрив пласта одержують у результаті закачування рідини в пласт під високим тиском. Для запобігання змиканню після закінчення операції та зниження тиску до початкового в них разом із рідиною закачують пористий матеріал – кварцовий пісок, корунд.

Одним з найважливіших параметрівпроведення ГРП є тиск гідророзриву, при якому утворюються тріщини породи. В ідеальних умовах тиск розкриття р р має бути менше гірського тиску р г, створюваного товщею порід, що лежать вище. Однак у реальних умовахможе виконуватися нерівність р г * р п< р р, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

Таким чином, тиск розриву залежить від попереднього експлуатації свердловин буріння. Тому розрахувати тиск розриву не можна. Однак при подібних технологіях проведення свердловин на цій площі можна говорити про середній тиск розриву, визначаючи його за даними гідророзриву сусідніх свердловин.

2.1 Проведення гідророзриву

Гідророзрив проводять за такою технологією. Спочатку під великим тиском закачують рідину розриву. Після розриву пласта для закріплення тріщин закачують рідину з піском. Зазвичай і рідина розриву, і рідина-пісконосій при обробці свердловин, що добувають, готують на вуглеводневій основі, при обробці нагрівальних свердловин - на водній. Як правило, для цих цілей використовують різні емульсії, а також вуглеводневі рідини та водні розчини. Концентрація піску в рідині-пісконосії зазвичай коливається в межах від 100 до 500 кг/м 3 і залежить від її фільтрації та утримуючої здатності.

Механізм гідравлічного розриву пласта, т. е. механізм освіти у ньому тріщин, то, можливо представлений в такий спосіб. Всі породи, що складають той чи інший пласт, мають природні мікротріщини, які знаходяться в стислому стані під впливом ваги товщі порід, що лежать вище, або, як це прийнято називати, гірського тиску. Проникність таких тріщин невелика. Всі породи мають деяку міцність. Тому для утворення в пласті нових тріщин та розширення існуючих необхідно зняти в породах пласта напруги, що створюються гірським тиском, та подолати міцність порід на розрив.

Тиск розриву навіть у межах одного пласта непостійний і може змінюватися в широких межах. Практикою підтверджено, що в більшості випадків тиск розриву P p на вибої свердловини нижчий за гірський тиск і становить (15...25) * Н, кПа (1,5...2,5 кгс/см 2).

Тут Н - глибина свердловини в м.

Для малопроникних порід цей тиск можна досягти при закачуванні малов'язких рідин розриву з обмеженими швидкостями закачування. Якщо породи високопроникні, потрібна більша швидкість нагнітання, а при обмеженій швидкості нагнітання необхідно використовувати рідини підвищеної в'язкості. Нарешті, для досягнення тиску розриву у разі особливо високої проникності порід пласта слід застосовувати ще більші швидкості закачування високов'язких рідин. Процес гідравлічного розриву пласта складається з наступних операцій, що послідовно проводяться: 1) закачування в пласт рідини розриву для утворення тріщин; 2) закачування рідини-пісконосія з піском, призначеним для закріплення тріщин; 3) закачування продавочної рідини для продавлювання піску в тріщини.

2.2 Кошти проведення ГРП

Зазвичай як рідина розриву і рідини-пісконосія застосовують одну і ту ж рідину, тому їх об'єднують під однією назвою - рідина розриву. Для гідравлічного розриву пласта застосовують різні робочі рідини, які по фізико-хімічним властивостямможна розділити на дві групи: рідини на вуглеводневій основі та рідини на водній основі.

Як вуглеводневі рідини застосовують нафту підвищеної в'язкості, мазут, дизельне паливо або гас, загущені нафтеновими милами.

До розчинів, які застосовуються в нагнітальних свердловинах, відносяться: водний розчин сульфіт спиртової барди, розчини соляної кислоти, вода, загущена різними реагентами, а також загущені розчини соляної кислоти.

Процес розриву великою мірою залежить від фізичних властивостей рідини розриву і, зокрема, від в'язкості, фільтрації та здатності утримувати зерна піску у зваженому стані.

До рідини розриву висуваються такі вимоги. По-перше, вона повинна бути високов'язкою, щоб не відбулося її швидке проникнення в глиб пласта, інакше підвищення тиску поблизу свердловини буде недостатнім. По-друге, за наявності у розрізі свердловини кількох продуктивних пропластків необхідно забезпечити по можливості рівномірний профіль прийомистості. Для цього ньютонівські рідини не підходять, так як кількість рідини, що надходить, в кожен пропласток буде пропорційно його проникності. Тому краще будуть оброблятися високопроникні пропластки і, отже, ефект проведення гідророзриву буде знижений. Для гідророзриву необхідно використовувати рідину, яка залежить від швидкості фільтрації. Якщо зі збільшенням швидкості фільтрації в'язкість зростає, то при русі у високопроникному пропластуванні в'язкість рідини буде вищою, ніж у низькопроникному. В результаті профіль прийомистості стає рівномірнішим. Подібною фільтраційною характеристикою і мають в'язкопружні рідини, закон фільтрації для якої може бути записаний у вигляді.

V=(kDp)/(m k L),………………………………………….................(1)

де m k - в'язкість, що здається, визначається за формулою

m k /m o = 1 + A Dp/L,…………………………………………….(2)

m o - гранична в'язкість рідини, що здається, при v ® 0; A - константа, яка від в'язкопружних властивостей рідини (при A=0 отримуємо закон Дарсі).

2.3 Необхідні параметри щодо ГРП

При закачуванні рідини у два шари з проникністю k 1 і k 2 відношення рухливостей при однакових градієнтах тиску дорівнює

(k/m k) 1: (k/m k) 2 = k 1 /k 2 * (1+A (Dp/L)*)/1+A(Dp/L)*),…….(3)

Нехай, наприклад, A(Dp/L)*) =2

Тоді за k 1 /k 2 =25 A (Dp/L)*=0,4

І відношення рухливостей дорівнює приблизно 11,7 замість 25.

Для гідророзриву в свердловину спускають труби, якими Рідина надходить у пласт. Для запобігання обсадній колони від великих тисків над шаром, що розривається, встановлюють пакер, а для підвищення герметичності над ним - гідравлічний якір. Під впливом тиску поршні якоря розсуваються і притискаються до обсадної колони, запобігаючи зсуву пакера.

При дуже низькій в'язкості рідини розриву для досягнення тиску розриву потрібно закачування в пласт великого об'єму рідини, що пов'язано з необхідністю використовувати кілька насосних агрегатів, що одночасно працюють.

При високій в'язкості рідини розриву для утворення тріщин необхідні високі тиски. Залежно від проникності порід оптимальна в'язкість рідини розриву коливається не більше 50-500 сП. Іноді при закачуванні через обсадну колону використовують рідину з в'язкістю до 1000 і навіть до 2000 сП.

Рідина розриву повинна бути слабофільтрующейся і мати високу утримуючу здатність щодо зваженого в ній піску, що попереджає можливість осідання його в циліндрах насоса, елементах обв'язки, трубах і на вибої свердловини.

При цьому досягаються збереження постійної концентрації піску в рідині розриву і хороші умови для перенесення його в глибину тріщини. Фільтрування перевіряють на приладі з визначення водовіддачі глинистого розчину. Низькою вважається фільтрування менше 10 см 3 рідини за 30 хв.

Здатність рідини розриву утримувати пісок у зваженому стані знаходиться у прямій залежності від в'язкості.

Більш в'язкі рідини, як, наприклад, мазути, мають задовільну в'язкість за температури нижче 20°С; сирі нафти і вода, мають низьку в'язкість, у більшості випадків добре фільтруються, і їх не рекомендується в чистому виглядівикористовувати при гідророзриві пласта.

Підвищення в'язкості, як і зменшення фільтрації рідин, що застосовуються при гідророзриві пластів, досягається введенням в них відповідних загусників. Такими загусниками для вуглеводневих рідин є солі органічних кислот, високомолекулярні та колоїдні сполуки нафт (наприклад, нафтовий гудрон) та інші відходи нафтопереробки.

Значну в'язкість і високу пісконесучу здатність мають деякі нафти, гасово-кислотні, нафтокислотні, а також водо-нафтові емульсії. Ці рідини використовують як рідину розриву і рідини-пісконосія при розриві пластів у нафтових свердловинах.

У нагнітальних свердловинах при гідравлічному розриві використовують загущену воду. Для загущення застосовують сульфіт-спиртову барду (ССБ) та інші похідні целюлози, добре розчинні у воді та мають низьку фільтрацію.

Залежно від концентрації сухих речовин ССБ буває двох видів – рідка та тверда. В'язкість вихідного рідкого концентрату 1500-1800 сП. Добавка води до розчинів ССБ веде до швидкого зниження в'язкості та сприяє хорошому вимиванню ССБ водою з пористого простору та відновлення прийомистості. Розчин ССБ має хорошу утримуючу здатність і низьку фільтрацію. Для розриву переважно застосовується розчин ССБ в'язкістю 250-800 сП.

Останнім часом як рідина-пісконосій застосовують загущену ССБ концентровану соляну кислоту (40% НСl і 60% ССБ). Застосування такої рідини розриву дозволяє поєднувати процес гідророзриву з хімічним впливом на привибійну зону. У суміші з ССБ соляна кислота повільно реагує з карбонатами (2-2,5 години проти 30-40 хв при використанні чистого розчину НСl). Це дає можливість по тріщинах, що утворилися при гідророзриві, глибоко продавити в пласт хімічно активну соляну кислоту і обробити привибійну зону пласта на великій відстані від стовбура свердловини.

При гідророзриві пласта в умовах високих пластових температур (130-150°С) в'язкість 20- і 24%-них розчинів ССБ з підвищенням температури до 90° різко знижується до 8-0,6 сП.

При більш високих температурахв'язкість цих розчинів наближається до в'язких властивостей води. Тому в якості ефективної рідини розриву і пісконосія, що має гарну піскоутримуючу здатність і слабку фільтрування, застосовують водні розчини КМЦ-500 (карбоксиметилцелюлоза) в межах 1,5-2,5% з добавкою іноді хлористого натрію до 20-25%. Продавальна рідина за всіх умов повинна мати мінімальну в'язкість для зниження втрат напору при прокачуванні.

Мета заповнення піском тріщин - попередження їх змикання та збереження у відкритому стані після зняття тиску нижче величини тиску розриву. Тому до піску висуваються такі вимоги:

1) пісок повинен мати достатню механічну міцність, щоб не руйнуватися у тріщинах під дією ваги породи;

2) зберігати високу проникність.

Цим вимогам задовольняє добре скручений однорідний кварцовий пісок.

Застосовується пісок наступних фракцій: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6 мм. Найбільш прийнятною фракцією для гідророзриву пласта є піски розміром зерен від 0,5 до 1,0 мм.

Ступінь ефективності гідравлічного розриву пласта визначається діаметром та протяжністю створених тріщин і, отже, підвищеною проникністю. Чим більший діаметр і довжина тріщин, тим вища ефективність обробки. Створення тріщин великої протяжності досягається закачуванням великих кількостейпіску. Практично в свердловину закачують від 4 до 20 т піску.

3.ТЕХНОЛОГІЯ І ТЕХНІКА ПРОВЕДЕННЯ ГРП

Гідравлічний розрив проводять у пластах з різною проникністю у разі падіння дебіту або прийомистості нагнітальних свердловин.

До проведення гідророзриву свердловину випробовують на приплив, визначають її поглинальну здатність та тиск при поглинанні. З цією метою одним агрегатом закачують нафту до отримання на гирлі деякого надлишкового тиску, при якому починає приймати свердловина рідина. Протягом 10-20 хв вимірюють витрату при постійному тискунагнітання. Після підключення другого агрегату і збільшення кількості рідини, що закачується, піднімають тиск на 2-3 МПа і знову визначають витрату.

Процес збільшення витрати рідини та тиску повторюють кілька разів, і в кінці дослідження створюють максимально можливий тиск, при якому знову вимірюють витрату. За отриманими даними будують криву залежності прийомистості свердловини тиску нагнітання. За даними про поглинальну здатність свердловини до та після розриву визначають кількість рідини та тиск, необхідні для проведення розриву, а також судять про якість проведеного розриву та про зміни проникності пластів привибійної зони після розриву. За тиск розриву пласта умовно приймають тиск, у якому коефіцієнт приемистости свердловини збільшується в 3-4 разу проти початковим.

Вибій свердловини очищають від бруду способом дренування і потім промивають. В окремих випадках для збільшення фільтраційних властивостей пластів рекомендується попередньо обробити свердловину соляною або грязьовою кислотою та провести додаткову перфорацію. Здійснення цих заходів сприяє зниженню тиску розриву та підвищенню його ефективності.

Після промивання, очищення та перевірки спеціальним шаблоном свердловину спускають насосно-компресорні труби діаметром 75 або 100 мм, по яких прокачується рідина розриву. Для запобігання обсадної колони від впливу великого тиску над шаром, що розривається, встановлюють пакер, який роз'єднує фільтрову зону пласта від її вищележачої частини. Завдяки цьому тиск, створюваний насосами, передається лише на фільтрову зону та на нижню поверхню пакера.

Застосовують різні конструкціїпакерів. Найбільш поширені шліпсові пакери, що випускаються під різні діаметри експлуатаційних колон та розраховані на тиск 50 МПа (рис.1).

Герметизація обсадної колони здійснюється при деформації гумових манжет ущільнювальних від ваги колони насосно-компресорних труб при опорі конуса на шліпси пакера, центрування якого здійснюється ліхтарем. Замковий пристрій ліхтаря відкривається при терті ліхтаря об стінки обсадних труб під час обертання пакера.

Осьове навантаження при гідророзриві сприймається головкою пакера з опорним кільцем і передається на якір, який утримує пакер і колону насосно-компресорних труб від переміщення вгору. Головка пакера має ліве різьблення у місці з'єднання з якорем.

У разі заклинювання манжет в обсадній колоні якір може бути відгвинчений від пакера правим обертанням і піднятий на поверхню.

Конструкція плашкової гідравлічної дії наведена на рис.2

У процесі закачування робочої рідини для гідророзриву перепад тиску, що створюється між внутрішньою частиною якоря і кільцевим зазором в експлуатаційній колоні деформує гумову трубку, висуваючи плашки до упору в стінку колони. Плашки, врізаючись своїми гострими зубцями в стінки труб, утримують якір і відповідно пакер від виштовхування нагору по свердловині.

Поряд з шліпсовими пакерами застосовують пакери ПС, що самоущільнюються. У цій конструкції герметизація досягається за рахунок самоущільнення гумових манжет під впливом гідророзриву рідини.

На відміну від інших типів пакерів у конструкції пакера ПС передбачений перепускний клапан, призначений для перепуску рідини гідророзриву в затрубний простір під час спуску пакера, за рахунок чого знімається тиск на манжети, що самоущільнюються. Перепускний клапан приєднується через перекладач і встановлюється вище за гідравлічний якорь.

Після спуску труб з пакером і якорем гирло свердловини обладнають спеціальною головкою, до якої підключають агрегати для нагнітання свердловини рідини розриву.

3.1 Обв'язування та обладнання при ГРП

На рис.2 наведено загальну схему обв'язування та розташування обладнання при гідравлічному розриві пласта. На першому етапі закачують рідину розриву насосними агрегатами, у результаті тиск поступово збільшується і після досягнення певного значення відбувається розрив пласта. Про момент розриву судять манометром на викидній лінії. Цей момент характерний різким спадом тиску і збільшеною витратою рідини, що нагнітається.

Після розриву пласта переходять до другого етапу - подачі в тріщину рідини-пісконосія з піском при великій витраті та високому тиску нагнітання. Рідина-пісконосій з піском задавлюють в тріщину рідиною для продажу при максимальному тиску і з максимальною швидкістю закачування. Досягається це шляхом підключення найбільшого числаагрегатів. Як продавочна рідина для нафтових свердловин використовують нафту і для нагнітальних - воду. Кількість цієї рідини має дорівнювати ємності колони труб. Завантаження продавочної рідини є останнім, третім етапом безперервного процесу гідророзриву пласта.

Після продавки гирло закривають і свердловину дають спокій до тих пір, поки гирловий тиск не впаде до нуля. Потім промивають свердловину, очищають від піску і приступають до освоєння.

Цікавим є техніка проведення гідророзриву в свердловинах, продуктивні горизонти яких залягають на глибинах 2800-3400м. Технологія розриву пласта в таких свердловинах відрізняється від звичайної тим, що процес гідророзриву проходить при постійному протитиску на насосно-компресорні труби і на верхній торець гумового елемента пакера. Величина протитиску визначається як різниця між розрахунковим значенням тиску гідророзриву та максимально допустимим тиском на пакер. Для таких свердловин робочий тиск у кільцевому просторі (затрубному) визначають дослідним шляхом. Для підкачування рідини розриву використовують допоміжний агрегат. Особливості розташування обладнання та обв'язки гирла при гідророзриві за цією технологією показано на рис.3

Роботи з гідророзриву на свердловині рекомендується здійснювати у наступній послідовності. Опресовують наземне обладнання тиск, що дорівнює 70 МПа, і замінюють у свердловині воду на нафту, після чого спускають пакер. Потім за допомогою насосних агрегатів, які застосовуються для гідророзриву пласта, прокачуванням рідини в насосно-компресорних трубах і під пакером створюють максимально можливий тиск. Підкачуванням рідини допоміжним цементувальним агрегатом піднімають тиск у кільцевому просторі (затрубному) і залишають свердловину у спокої на 30 хв. Цим першому етапі досягається можливість утворення тріщин у пласті.

На другому етапі проводять операцію із закріплення тріщин піском. Після випробування свердловини на прийомистість пласт закачують рідину-пісконосій.

Мал. 3. Схема обв'язування обладнання при ГРП глибоких свердловинах:

1 - піскозмішувач; 2 – агрегат ЦА-400; 3- агрегат ЧАН-700;

4 – допоміжний агрегат; 5 - ємність для робочих рідин

Тиск на гирлі під час закачування та продавлювання пласт може збільшуватися до 60-80 МПа. Проведення гідророзриву за цією технологією дозволяє значно підвищити продуктивність свердловини.

За наявності у свердловинах великої фільтрової зони або кілька розкритих продуктивних пропластків роблять багаторазові поінтервальні гідравлічні розриви.

Останнім часом розроблено та впроваджено новий спосіб поінтервального гідророзриву, що дозволяє за один спуск забійного обладнання проводити в будь-якій послідовності гідророзрив тих чи інших пластів. При здійсненні гідророзриву за цією технологією в одному пласті перфоровані отвори проти вищележачих пластів перекриваються тонучими, а проти нижчележачих пластів - еластичними кульками, що плавають у рідині розриву. Забійне обладнання, що застосовується, відрізняється простотою конструкції і може бути виготовлено в промислових майстернях. Складається воно з двох порожнистих циліндрів, співвісно закріплених на насосно-компресорних трубах. Циліндр з отворами у дні відкритий зверху, а циліндр із отворами у кришці - знизу. Труба, на яку надіті та приварені циліндри, заглушена знизу і має отвори над нижнім циліндром.

Підготовчі роботи з поінтервального гідророзриву проводять у наступній послідовності. У свердловину на насосно-компресорних трубах спускають циліндри, пакер та якір. Під нижній циліндр поміщають спеціальні еластичні кульки діаметром 18-20 мм з питомою вагою меншою, ніж у рідин, що застосовуються при гідророзриві (кульки, що плавають); отже, в рідині вони постійно притискатимуться до кришки нижнього циліндра. Діаметр циліндра підбирають таким чином, щоб кульки не могли потрапити в зазор між ним та експлуатаційною колоною. Число кульок, що завантажуються в нижній циліндр, береться дещо більше, ніж число перфораційних отворів, що знаходяться нижче від верхнього інтервалу, наміченого для гідророзриву.

У верхній циліндр поміщають кульки, що тонуть. При цьому кількість їх також повинна бути більшою, ніж кількість отворів, що знаходяться вище за нижній інтервал, намічений для гідророзриву. Щоб кульки під час спуску вниз або при негерметичному перекритті колони не потрапляли під пакер, ставлять спеціальний диск-відбійник. Пакер встановлюється з таким розрахунком, щоб інтервал, намічений для гідророзриву, був між циліндрами з кульками. Після цього проводять гідророзрив наміченого пласта звичайним способом. Якщо при розриві почнуть приймати рідину вище або нижчі пласти, то їх перфораційні отвори перекриваються кульками, які потоком рідини захоплюються з циліндрів до цих отворів. Таким чином, гідророзрив відбудеться лише в наміченому інтервалі. Після припинення закачування кульки завдяки відповідній різниці в їхній питомій вазі зберуться у свої циліндри. Піднімаючи або опускаючи обладнання та встановлюючи циліндри з кульками в потрібному інтервалі, можна зробити гідророзрив будь-якого шару.

4. ВИБІР ТЕХНОЛОГІЇ ГРП

Технологія гідророзриву пласта здійснюється в такий спосіб. Оскільки при ГРП у більшості випадків (за винятком дрібних свердловин) виникають тиски, що перевищують допустимі для обсадних колон, то попередньо свердловину спускають НКТ, здатні витримати цей тиск. Вище покрівля пласта або пропластка, в якому намічається зробити розрив, встановлюють пакер, що ізолює кільцеве простір і колону від тиску, і пристрій, що запобігає його зміщення і якорем. За спущеними НКТ спочатку нагнітається рідина розриву в таких обсягах, щоб отримати на вибої тиск, достатній для розриву пласта. Момент розриву на поверхні відзначається як різке збільшення витрати рідини (поглинальної здатності свердловини) при тому ж тиску на гирлі свердловини або різке зменшення тиску на гирлі при тому ж витраті. Тиск гірських порід дорівнює:

Р г = r П gН (4)

Сили зчеплення частинок породи одно:

Р р = Р г + s Z (5)

Найбільш об'єктивним показником, що характеризує момент ГРП, є коефіцієнт поглинальної здатності

k п = Q/(p з - р п) (6)

де Q-витрата рідини, що нагнітається;

р п -пластовий тиск у районі даної свердловини;

р з-тиск на вибої свердловини в процесі ГРП.

При ГРП відбувається різке збільшення k п. Однак внаслідок труднощів, пов'язаних з безперервним контролем за величиною р з, а також внаслідок того, що розподіл тисків у пласті - процес, що істотно не встановився, про момент ГРП судять за умовним коефіцієнтом k.

k = Q/р у (7)

де ру -тиск на гирлі свердловини.

Різке збільшення k у процесі накачування також інтерпретується як момент ГРП. Є прилади зі зняттям цієї величини.

Після розриву пласта в свердловину закачують рідину-пісконосій при тисках, що утримують тріщини, що утворилися в пласті, в розкритому стані. Це більш в'язка рідина змішана (180-350 кг піску на 1 м 3 рідини) з піском або іншим наповнювачем. У розкриті тріщини вводиться пісок: на велику глибину для запобігання змиканню тріщин при подальшому знятті тиску і переведенні свердловини в експлуатацію. Рідини-пісконосії проштовхують в НКТ і пласт продавочною рідиною, в якості якої використовується будь-яка малов'язка недефіцитна рідина.

Для проектування процесу ГРП дуже важливо визначити тиск розриву р, який необхідно створити на вибої свердловини.

Накопичено великий статистичний матеріал за величиною тиску розриву пласта р за різними родовищами світу та за різних глибин свердловин, який говорить про відсутність чіткого зв'язку між глибиною залягання пласта та тиском розриву. Проте всі фактичні значення р р лежать у межах між величинами повного гірського та гідростатичного тисків. Причому за малих глибин (менше 1000 м) р р ближче до гірського тиску і за великих глибин - до гідростатичного.

для неглибоких свердловин (до 1000 м)

р р = (1,74 - 2,57) р ст,………………………………………………(8)

для глибоких свердловин (Н > 1000м)

р р = (1,32 - 1,97) р ст,……………………………………………….(9)

де р ст - гідростатичний тиск стовпа рідини, висота якого дорівнює глибині залягання пласта.

Опір гірських порід на розрив зазвичай мало і лежить у межах s р =1,5 … 3 МПа, тому воно не впливає суттєво на р. р.

Тиск розриву на забої р р і тиск на гирлі свердловини р у пов'язані очевидним співвідношенням

р р = р у + р ст – р тр,………………………………………………………………………........ (10)

де р тр - Втрати тиску на терті в НКТ.

З рівняння (10) випливає:

р у = р р + р тр - р ст,…………………………………………….....(11)

р ст - статичний тиск, що визначається з урахуванням кривизни свердловини

р ст = r ж g Н cos b,………………………………………………(12)

де H – глибина свердловини; b - кут кривизни (усереднений);

r ж - густина рідини в свердловині, причому якщо рідина містить наповнювач (пісок, скляні кульки, порошок з полімерів та ін), то густина підраховується як середньозважена

r=r ж (1–n/r н)+n,…………………………………………………(13)

де n - число кілограмів наповнювача 1м 3 рідини;

р н -щільність наповнювача (для піску р н =2650 кг/м 3).

Втрати на тертя визначити важче, тому що застосовувані рідини іноді мають неньютонівські властивості. Присутність рідини наповнювача (піску) збільшує втрати на тертя.

В американській практиці використовуються різні графіки залежності втрат тиску на тертя на кожні 100 футів НКТ різного діаметра при прокачуванні різних рідин із заданим об'ємним витратою. При великих темпах закачування, що відповідають турбулентному перебігу, структурні властивості рідин, що використовуються (з різними загусниками і хімічними реагентами) зазвичай зникають, і досить наближено втрати на тертя для цих рідин можна визначити за звичайними формулами трубної гідравліки.

р тр = l(Н/d) * (w 2 /2g) * rga,…………………………………………....(14)

де l - коефіцієнт тертя, який визначається за відповідними формулами в залежності від числа Рейнольдса;

w - лінійна швидкість потоку в НКТ;

d – внутрішній діаметр НКТ; r - густина рідини, Н - довжина НКТ;

g = 9,81 м/с 2; a - поправочний коефіцієнт, що враховує наявність рідини наповнювача (для чистої води a = 1) і залежить від його концентрації.

5. ОБЛАДНАННЯ, ЩО ВИКОРИСТОВУЄТЬСЯ ПРИ ГРП

При гідророзрив пласта використовують цілий комплекс наземного обладнання: насосні агрегати типу 2АН-500 або 4АН-700, піскозмішувальний агрегат 4ПА. Для перевезення рідини розриву застосовують автоцистерни 4ЦР чи ЦР-20.

Агрегат 4АН-700 конструкції Азінмаш є основним у комплекті наземного обладнання. Він відрізняється підвищеними потужністю та продуктивністю, зручний в експлуатації. Робочий тиск агрегату дозволяє проводити гідророзрив пластів та здійснювати гідропіскоструминні процеси і в глибоких свердловинах. Всі вузли його змонтовані на вантажному тривісному автомобілі КрАЗ-257 вантажопідйомною силою 100-120 кН і являють собою наступне: силову установку; коробку передач; триплунжерний насос; маніфольд, систему керування.

На рамі автомобіля, безпосередньо за кабіною водія, розташована силова установка агрегату, що складається з двигуна з багатодисковою фрикційною муфтою та відцентровим вентилятором, систем живлення, мастила та охолодження, установки очищувача повітря та інших допоміжних вузлів.

Двигун агрегату-дизельмотор дванадцятициліндровий, чотиритактний має потужність 588 кВт при частоті обертання колінчастого валу 2000 об/хв. Двигун за допомогою фрикційної багатодискової муфти з'єднаний з приймальним валом коробки передач.

Насос 4Р-700 триплунжерний, горизонтальний одинарної дії. Плунжери передбачені розмірами 100 та 120 мм, що забезпечує роботу насоса відповідно при тисках до 70 та 50 МПа. Продуктивність агрегату при тиску 70 МПа становить 6,3 л/сек і при 20 МПа - 22 л/сек. Маса агрегату 20 200 кг, габаритні розміри 9800 х 2900 x 3320 мм. Управління агрегатом проводиться з центрального пульта, розташованого в кабіні автомобіля, де розміщені педалі управління паливним насосом та фрикційною муфтою двигуна, рукоятка управління коробкою передач та необхідна контрольно-вимірювальна апаратура.

Для транспортування піску необхідних фракцій до свердловини, в якій намічено зробити гідророзрив пласта, і для подальшого механічного приготування піщано-рідинної суміші застосовують спеціальні піскозмішувальні агрегати типу 4ПА.

На самохідному шасі автомашини КрАЗ-257 змонтовані бункер 1 для сипучого матеріалу із завантажувальним шнеком 2 і робочим шнеком 3, камера гідравлічного зміщення 5, змішувач 7 з поплавковим регулятором рівня 6, а також приймальний колектор 11 і роздатковий колектор . У верхній розвантажувальній частині шнека 3 встановлена ​​поворотна заслінка 4, з'єднана з поплавковим регулятором 6. До стінок і днища бункера 1 прикріплені пневмовібратори, що забезпечують надійне надходження сипучого матеріалу самопливом до приймача шнека 3.

Завантажувальний та робочий шнеки, а також лопатева мішалка приводяться в дію гідродвигунами за допомогою масляного насоса 8. Усі агрегати установки управляються з пульта, розміщеного в кабіні автомобіля.

Піщано-рідинна суміш з невеликою концентрацією піску готується наступним чином. Рідина через приймальний колектор 11 потрапляє в камеру гідравлічного зміщення 5, яку з бункера 1 шнеком 3 подається сипучий матеріал. Кількість сипучого матеріалу регулюється частотою обертання робочого шнека і заслінкою 4 за допомогою поплавкового регулятора рівня 6 в залежності від рівня суміші в змішувачі 7. Надмірна кількість сипучого матеріалу по патрубку, що відводить, надходить назад в бункер. У камері гідравлічного змішування 5 готується розчин необхідної концентрації, який надходить у змішувач 7 де за допомогою лопатевої мішалки підтримується рівномірність концентрації піску. З змішувача 7 розчин подається Пісковим насосом через 9 роздавальний колектор 10 до місця споживання.

При приготуванні піщано-рідинної суміші з великою концентрацією сипучого матеріалу камера гідравлічного змішування замінюється прохідною трубою, а рідина з колектора 11 і сипучий матеріал з бункера 1 надходять безпосередньо в змішувач 7 через змінну трубу (вказана пунктиром). Готова суміш відбирається так само, як і в першому випадку.

Мал. 4. Схема піскозмішувального агрегату

Місткість бункера 6,5 м 3 . Максимальна продуктивність робочого шнека (піску) 50 т/год, максимальна вантажопідйомна сила 90 кН, продуктивність завантажувального шнека 12-15 т/год. Маса агрегату з вантажем 23 000 кг, габаритні розміри 8700 х 2625 х 3600 мм. Піскозмішувальний агрегат обслуговується одним шофером-мотористом. При проведенні гідророзриву пласта піскозмішувальний агрегат за допомогою гнучких шлангів з'єднується з автоцистернами та насосними агрегатами. До агрегату 4ПА можна приєднати одночасно дві автоцистерни та чотири насосні агрегати (по два з кожного боку).

Автоцистерна 4ЦР призначена для перевезення рідини, що використовується для гідравлічного розриву пласта, та подачі її в піскозмішувальний або насосний агрегат. Автоцистерна 4ЦР (рис. 5) змонтована на шасі автомобіля КрАЗ-219 вантажопідйомною силою 120 кН і складається з цистерни 1, плунжерного вертикального насоса 2, системи обв'язки насоса з арматурою 3, коробки відбору потужності 4, вузла трансмісії 5 іскрогасника 7.

Цистерна обладнана спеціальним пристроєм для підігріву рідини пором. Для визначення кількості рідини, відібраної з цистерни, всередині її змонтовано поплавковий покажчик рівня. Рідина перекачується з автоцистерни за допомогою вертикального триплунжерного насоса, що має продуктивність 16,7 л/с і максимальний тиск 2,0 МПа.

Об'єм цистерни 9 м 3 . Залежно від густини рідини в ній маса автоцистерни досягає 21435 кг. Габаритні розміри 10100 x 2700 x 2740 мм. Час підігріву рідини від 20 ° до 50 ° С дорівнює 2 год. В даний час випускають автоцистерни для рідини розриву ємністю 17 м 3 . під шифром ЦР-20, змонтовано цистерну на тягачі з причепом. Крім підігрівального пристрою та вертикального насоса, автоцистерна забезпечена відцентровим. насосом продуктивністю по воді 100 л/с з максимально розвивається 0,2 МПа.

При гідравлічному розриві пласта гирло свердловини обладнають спеціальною арматурою типу 1АУ-700, яка кріпиться на різьбленні до експлуатаційної колони. Арматура розрахована на роботу з тиском 70 МПа і складається з хрестовини, гирлової головки, коркових кранів, запобіжного клапана та інших елементів обв'язування.

Для регулювання роботи всього комплексу обладнання та агрегату при гідравлічному розриві пласта використовується самохідний блок маніфольду типу 1БМ-700, який складається з напірного та роздавального колекторів, підйомної стріли та комплекту 60-мм насосно-компресорних труб із шарнірним та швидкозбірним з'єднаннями. Все обладнання маніфольдного блоку монтується на шасі вантажного автомобіля підвищеної прохідності (ЗІЛ-157К).

Напірний колектор складається з клапанної коробки із шістьма відводами для з'єднання з насосними агрегатами; центральної труби з датчиком контрольно-вимірювальних приладів (манометра, густонаміру та витратоміра) для роботи зі станцією контролю та управління процесами, двох відводів для з'єднання з арматурою на гирлі свердловини; пробкових кранів та запобіжного клапана. Роздатковий колектор служить для розподілу робочих рідин (продавального розчину, води, піщано-рідинної суміші і т. д.) насосним агрегатам.

Комплект 60-мм насосно-компресорних труб використовується для з'єднання напірного колектора з гирлом свердловини та підведення до роздавального колектора продавочного розчину, води та інших рідин. Для механізації навантаження та вивантаження арматури гирла блоку маніфольду є поворотна стріла з ручним керуванням.

Рис.5

6. РОЗРАХУНОК ГІДРАВЛІЧНОГО РОЗРИВУ ПЛАСТА

1.Расчет тиску гідророзриву пласта

Р разр = Р в. - Р пл + s р;

де Р в. – вертикальний гірничий тиск;

Р пл - пластовий тиск;

s р - Тиск розшарування порід. Вертикальний гірничий тиск Р в. - Визначають за формулою:

Р.р. = r п gН,

де Н – глибина залягання пласта;

r п = 2500 кг/м 3 – середня щільність гірських порід, що лежать вище.

Р.р. = 2500 * 9,81 * 2250 = 55,181 МПа

Якщо тиск розшарування порід s р = 1,5 МПа, то тиск розриву пласта буде:

Р разр = 55,181 - 17 + 1,5 = 39,681 МПа.

Тиск розриву на вибої можна визначити приблизно за емпіричною формулою:

Р розр = 10 4 * НК,

де К = 1,5 - 2. Приймаємо середнє значення К = 1,75. Тоді

Р разр = 104 * 2250 * 1,75 = 39,375 МПа.

2. Розрахунок робочого гирлового тиску гідророзриву.

Допустимий гирловий тиск ГРП визначається за формулою:

Р д.у = - rgH + Р тр,

де D н 2 , D 2 - зовнішній і внутрішній діаметри обсадних труб, м

D н = 0,173 м D В = 0,144 м; s тек = 650 МПа - межа плинності сталі марки L; К = 1,5 - запас міцності, Р тр = Втрати напору на тертя в трубах визначаються за формулою Дарсі-Вейсбаха:

де l - коефіцієнт гідравлічного опору труб, визначається співвідношення l = 0,3164/Re 0,5 для турбулентного або l = 64/Re для ламінарного режимів руху рідини в трубі. Тут Re (число Рейнольдса) – параметр, що визначає режим течії; при Re<2300 поток считается ламинарным, а при

Re>2300 турбулентним.

Re = ndr см/m см

де m см - в'язкість піщано-рідинної суміші:

m см = 90 * е 3,18 * 0,091 = 120 мПа * с;

n - швидкість руху рідини трубами, м/с визначається з виразу

де Q - темп закачування рідини гідророзриву, м 3 /сут (0,015 м 3 /сут),

F – площа внутрішнього перерізу НКТ:

F = pD B 2 /4 = 3.14 * 0.144 2 / 4 = 0.0162, м 2 .

Швидкість руху рідини:

n = 0,015/0,0162 = 0,926 м/с.

r см = (r п - r ж)С + r ж - щільність суміші (нафта + пісок),

З = З 0 /(З 0 +r п) - об'ємний вміст піску, З 0 – концентрація піску,

З = 250/(250+2500) = 0,091

r см = (2500-895) * 0,091 + 895 = 1041 кг/м3

число Рейнольдса:

Re = 0,926 * 0,144 * 1041 / (120 * 10 -3) = 1156,76 тоді l = 64 / Re = 0,055

Втрати тиску на тертя у трубах

Р тр = 0,055 * (1041 * 0,926 2 * 2250) / (2 * 9,81 * 0,144) = 0,039 МПа.

Отже допустимий гирловий тиск становить:

Р д.у. = (0,173 2 -0,144 2)/(0,173 2 +0,144 2)*(650/1,75)+17-1041*9,81*2250*10 -6 =

Допустимий тиск на гирлі свердловини в залежності від міцності різьблення верхньої частини колони труб на зусилля, що страгують, визначається за формулою

де Р стр - тягне навантаження для обсадних труб із сталі групи міцності L, дорівнює 1,59 МН,

G – зусилля затягування при обв'язці обсадної колони (береться за даними бурового журналу), що дорівнює 0,5 МН; до - запас міцності, який приймаємо рівним 1,5. Тоді допустимий гирловий тиск:

Р д.у. = 34,4 МПа.

З одержаних двох значень Р д.у. приймаємо менше (34,4 МПа).

Можливий вибійний тиск при допустимому тиску на гирлі 34,4 МПа складе:

Р з = Р д.у. + rGН - P тр = 34,4 * 10 6 + 1041 * 9,81 * 2250 - 0,039 * 10 6 = 57,34 МПа

Враховуючи, що потрібний тиск розриву на вибої Р розр = 39,375 МПа менше Р з = 57,34 МПа, визначимо робочий тиск на гирлі свердловини

Р у = Р разр - rgН + Р тр = 39,375 * 106 - 1041 * 9,81 * 2250 + 0,039 * 106 = 16,9 МПа.

Отже, тиск на гирлі свердловини нижче допустимого, тому можна проводити закачування рідини гідророзриву НКТ.

3. Визначення необхідної кількості робочої рідини.

Кількість рідини розриву не піддається точному розрахунку. Воно залежить від в'язкості рідини розриву та фільтрації, проникності порід привибійної зони свердловини, темпу закачування рідини та тиску розриву. За дослідними даними обсяг рідини розриву змінюється від 5 до 10 м3. Приймемо для свердловини V р = 7,5 м 3 нафти.

Кількість рідини-пісконосія залежить від властивостей цієї рідини, кількості закачуваного в пласт піску та його концентрації. Насправді заготовляють 20 – 50 м 3 рідини (V пж) і 8 – 10 т піску (G пес).

Концентрація піску C залежить від в'язкості рідини пісконосія та темпу її закачування. Для нафти в'язкістю 90 мПа * з приймаємо З = 250 кг/м 3 . При цій умові об'єм рідини пісконосія:

V пж = G пес / С = 8000/250 = 32 м3.

Об'єм рідини-пісконосія повинен бути дещо меншим за ємність колони труб, так як при закачуванні цієї рідини в об'ємі, що перевищує ємність колони, насоси в кінці процесу закачування будуть працювати при високому тиску, необхідному для продавлювання піску в тріщини. А закачування рідини з абразивними частинками при високих тискахпризводить до дуже швидкого зносу циліндрів та клапанів насосів.

Місткість 168 - мм обсадної колони довжиною 1800 м становить 34 м 3 а прийнята кількість рідини-пісконосія - 29 м 3

Оптимальна концентрація піску може бути визначена на підставі швидкості падіння зерен піску у прийнятій робочій рідині за формулою

Де З - концентрація піску, кг/м 3;

n - швидкість падіння зерен піску діаметром 0,8 мм м/год залежно від в'язкості рідини знаходиться графічно. Для в'язкості рідини-пісконосія 90 МПа*с n = 15 м/год, отже

З = 4000/15 = 267 кг/м3.

G = 267 * 29 = 7743 кг.

Обсяг продавочної рідини, щоб уникнути залишення на вибої піску, слід приймати в 1,2 – 1,3 більше, ніж обсяг колони, по якій закачується пісок. Необхідний обсяг продавочної рідини:

V пр = = 3,14 * 0,144 ^ 2 * 2250 * 1.3 / 4 = 47.6 м 3

4. Час проведення гідророзриву

Т = (V р + V жп + Vпр) \ Q = (7.5 +32 +47.6) / 1500 = 0.06сут

Де Q-добова витрата робочої рідини, м³

5. Радіус горизонтальної тріщини

rt=c(Q√(10^-9*μ*tр)/κ)^0.5,м

де с-емпіричний коефіцієнт, що залежить від гірського тиску (с = 0,02);

Q-витрата рідини розриву; μ-в'язкість рідини розриву; tр-час закачування;

К-проникність породи.

rt=0,02*(1020√(10^-9*0,05*7,2)/75*10^-15)^0,5=5,3м

6. Проникність горизонтальної тріщини

Кт=ω^2/10^4*12,

де -ширина тріщини (ω = 0,1см).

Кт=0,1^2/10^4*12=83,3*10^-9 м².

7. Проникність привибійної зони

Кп.з=(кп*h+кт*ω)/(h+ω),

де кп-проникність пласта,h-ефективна потужність пласта(h=22м), ω=0,001м.

КП.З=(75*10^-15*22+83,33*10^-9*0,001)/(22+0,001)=3,8*10^-12м²

8. Проникність усієї дренажної системи

Кд.с=[кп*кп.з*lg(Rk/rc)]/(кп.з*lg(Rk/rT)+кп*lg(rT/rc))

де Rk-радіус контуру живлення свердловини (Rк=250м),rc-радіус вибою свердловини

(rc=0,075м), rт-радіус тріщини,(rт=5,3м)

кд.с=/=1.5*10^-13м².

9. Дебіт свердловини після гідророзриву

Q=(2π*кд.c*h* p)/(μ*lg(Rк/rт)

де Q-максимальний дебіт, м / с; кд.с-проникність пласта після гідророзриву, h-ефективна потужність пласта, Δр-депресія на вибої, Δр= ​​рпл - рз,(Δр=2,8МПа), μ-динамічна в'язкість нафти,(μ=1сПс*с).

Q=(2*3.14*1.5*10^-13*22*2,8*10^6)/(10^-2*lg(250/5,3))=34.7*10^-4м³/с

10. Число насосних агрегатів

де qаг=5,1л/с - продуктивність одного агрегату на другій швидкості при

р = 18,2 МПа (ЦА-400)

N=(17/5,1)+1=4,3~5

11. Ефективність проведення ГРП

Очікуваний ефект від ГРП попередньо можна визначити за наближеною формулою Г.К.Максимовича, в якій радіус свердловини rс після ГРП приймається рівним радіусу тріщини rт.

n=Q2/Q1=lg(Rк/rс)/lg(Rк/rт)

де Q1 і Q2 дебіт свердловин відповідно до і після гідророзриву, Rк=250 м,

rс = 0,075м, rт = 5,3м.

n=lg(250/0.075)/lg(250/5.3)=2.1(рази).

Фактична ефективність може бути дещо нижчою, тому що при русі рідини по тріщинах, заповненим піском, спостерігається не враховані формулою невеликі втрати напору.

ВИСНОВОК

У ході проведених розрахунків гідравлічного розриву пласта можна сказати, що при правильному виборі складових: складу рідини розриву (концентрація рідини пісконосія, пластової рідини, їх в'язкості гранулометричний склад піску), доброякісного обладнання: піскозмішувальні агрегати, обв'язування та обладнання гирла, вибір пакерів їх правильного застосування можна відзначити, спираючись на розрахунки, що при гідродинамічному розриві пласта збільшується продуктивність свердловини, проникність пласта, розширюється зона дренування, що дозволяє збільшити дебіти свердловин після ГРП, майже вдвічі за тих же інших умов.

СПИСОК ВИКОРИСТАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ

1. А.М. Юрчук, О.З. Істомін, "Розрахунки у видобутку нафти", Москва, "Надра"

2. П.М. Усачов, "Гідравлічний розрив пласта" Москва, "Надра", 1986г, 165с.

3. І.М. Муравйов, Р.С. Андріасов, Ш.К. Гіматудінов, В.Т. Полозков ”Розробка та експлуатація нафтових родовищ”, Москва, ”Надра” 1970р, 445с.

а) готується свердловина та в неї спускаються на трубах пакер та якір; на гирлі встановлюється спеціальна арматура;

б) розраховуються параметри ГРП: обсяги рідини розриву, рідини-пісконосія, наповнювача та рідини, що подається;

в) залежно від цього встановлюється кількість агрегатів, необхідних щодо ГРП;

г) процес нагнітання у свердловину рідини розриву слід вести з продуктивністю, що перевищує поглинальну здатність свердловини у 2-3 рази;

д) після розриву пласта в свердловину подається рідина-пісконосій;

е) після закінчення закачування рідини-пісконосія в свердловину подається продавочна рідина для продавки рідини-пісконосія в пласт.

Другим доданком успіху є вибір агента, що розклинює. У зв'язку з цим вибір був зупинений на керамічному пропанті, що має більш високу міцність, ніж крем'янистий пісок. Таким матеріалом для СП «Катконефть» став зернистий карболіт розмірами 16/20 та 20/40 (діаметр зерен 6,8мм та 1мм). Він вдало поєднується з гелеподібним дизпаливом, добре сортується, має правильну сферичність і високу проникність у тріщини після розриву. Тип розмірності 16/20 чи 20/40 вибирають залежно від геологічних умов.

Після вибору кількості та типу розміру пропанту вивчають параметри роботи свердловини для складання графіка закачування пропанту. Так як на родовищі проводяться не глибокі обробки свердловин методом ГРП, кількість пропанту на одну свердловину становить максимум 10-11тонн.

У СП використовують дворозмірну систему припливу, розроблену Канаді. Вона дозволяє застосувати теорію генерації тріщини до оптимізації проектування процесу розриву.

Після підготовки свердловини та проведення необхідних розрахунків виробляють гідравлічний розрив за затвердженою програмою.

Обсяг закачування та кількість пропанту залежить від проникності колектора та розрахункової величини тріщини. Зазвичай після накачування 50-80м3 нафтового гелю падають рідину розриву з пропантів концентрацією 100-1000 кг пропанту на 1м 3 рідини розриву.

У цей момент відбувається зростання тиску до максимального, як показано на малюнку 5.2.1. Весь процес розриву контролюється за допомогою приладів та реєструється безперервно із записом усіх параметрів (кількості витрати рідини, карболіту, зростання тиску) процесу щохвилини. У момент виникнення піку тиску (Рмах = 60 Мпа) відбувається власне гідравлічний розрив пласта. Тиск починає різко падати (див. рис 5.2.1) і стає мінімальним (~5,5-6,0 МПа), що відповідає гідравлічному опору руху рідини в НКТ.

Після гідророзриву починають процедуру «зворотного потоку» для вилучення рідини розриву і розклинюючого агента, що незакріпився.

Подальші операції спрямовані на підготовку свердловини до повернення в експлуатацію

Рідина-пісконосій повинна мати властивість утримувати закріплюючий тріщину агент у зваженому стані і добре проникати в пласт. Використовують для цього в'язкі рідини – нафту, емульсію, сульфіт – спиртову барду. Використання води як несучої агент рідини вимагає обережності, особливо при наповнювачі – піску, так як можливе осадження піску із суміші та утворення сильних пробок.

Продавочні рідини забезпечують продавку рідини-пісконосія у пласт, а також видалення її надлишку з НКТ.

Основні види процесу ГРП

У практиці ГРП набули застосування три основних види процесу: поінтервальний, багаторазовий і глибоко проникає.

Поінтервальний ГРПпередбачає спрямований вплив тиску на один із пропластків або пластів багатопластового покладу при виключенні на інші.

Одним із способів є ізоляція вибраного інтервалу двома пакерами. Існують методи перекриття нижніх пластів засипанням піском.

Є технологія, що полягає в попередньому закачуванні в свердловину поліетиленових кульок, які, спрямовуючи більш проникні пласти, закупорюють їх фільтри. Надалі при ГРП відкритим залишається пласт із меншою проникністю.

Багаторазовий ГРПполягає в послідовному розриві декількох пропластків шляхом почергового перекриття тріщини, що утворилася, в області фільтра поліетиленовими кулями, що нагнітаються потоками рідини.

Глибоке розклинюваннямікротріщин передбачає закачування в пласт рідини, що містить закріплюючий агент і розносить його по мережі природних мікротріщин. При цьому необхідно, щоб рідина-носій мала достатню в'язкість, мала слабкі фільтруючі властивості і була здатна до подальшого саморуйнування. Такою рідиною є нафтокислотна емульсія, що готується на основі нафти і включає соляну кислоту, різні ПАР, синтетичні жирні кислоти. За допомогою останніх регулюється термін розпаду емульсії.

В даний час в розробку широко залучаються склади запаси нафти, приурочені до низькопроникних, слабодренованих, неоднорідних і розчленованих колекторів.

Одним з ефективних методів підвищення продуктивності свердловин, що розкривають такі пласти, та збільшення темпів відбору нафтиз них, є гідравлічний розрив пласта (ГРП).Гідравлічний розрив може бути визначений як механічний методвпливу на продуктивний пласт, при якому порода розривається по площинах мінімальної міцності завдяки дії на пласт тиску, що створюється закачуванням у пласт флюїду. Флюїди, з яких з поверхні на забій свердловини передається енергія, необхідна для розриву, називаються рідинами розриву.

Після розриву під впливом тиску рідини тріщина збільшується, виникає її зв'язок із системою природних тріщин, не розкритих свердловиною, та з зонами підвищеної проникності; таким чином, розширюється область пласта, що дренується свердловиною. В утворені тріщини рідинами розриву транспортується зернистий матеріал, що закріплює тріщини в розкритому стані після зняття надлишкового тиску.

В результаті кратно підвищується дебіт видобувних або прийомистість нагнітальних свердловин за рахунок зниження гідравлічних опорів у привибійній зоні та збільшення фільтраційної поверхні свердловини, а також збільшується кінцева нафтовіддачаза рахунок прилучення до вироблення слабо дренованих зон і пропластків.

Метод ГРП має безліч технологічних рішень, обумовлених особливостями конкретного об'єкта обробки та досягається метою. Технології ГРП розрізняються насамперед за обсягами закачування технологічних рідин і пантів і, відповідно, за розмірами тріщин, що створюються.

Найбільш широке поширення отримав локальний гідророзрив як ефективний засіб впливу на зону свердловин. При цьому буває достатнім створення тріщин довжиною 10...20 м із закачуванням десятків кубічних метрів рідини та одиниць тонн проппанту. І тут дебіт свердловин збільшується в 2.3 разу.

В останні роки інтенсивно розвиваються технології створення тріщин щодо невеликої протяжності в середньо- та високопроникних пластах, що дозволяє знизити опір привибійної зони та збільшити ефективний радіус свердловини.

Проведення гідророзриву з утворенням протяжних тріщин призводить до збільшення не тільки проникності привибійної зони, а й охоплення пласта впливом, залучення до розробки додаткових запасів нафтита підвищення нафтовидобуванняв цілому. При цьому можливе зниження поточної обводненості продукції, що видобувається. Оптимальна довжина закріпленої тріщини при проникності пласта 0,01...0,05 мкм2 зазвичай становить 40...60 м, а обсяг закачування - від десятків до сотень кубічних метрів рідини та від одиниць до десятків тонн проппанта.

Поряд із цим застосовується селективний гідророзрив, що дозволяє залучити до розробки та підвищити продуктивність низькопроникних шарів.

Для залучення до промислової розробки газовихколекторів з наднизькою проникністю (менше 10мкм 2) у США, Канаді та ряді країн Західної Європиуспішно застосовують технологію масованого При цьому створюють тріщини довжиною 1000 м і більше із закачуванням від сотень до тисяч кубічних метрів рідини та від сотень до тисяч тонн проппанта.

Досвід застосування гідророзриву пласта за кордоном

Вперше у нафтовийпрактиці гідравлічний розрив було зроблено 1947 р. США. Технологія та теоретичні уявлення про процес ГРП були описані в роботі Ж. Кларка в 1948 р. після чого ця технологія швидко набула широкого поширення. Наприкінці 1955 р. США було проведено понад 100000 ГРП У міру вдосконалення теоретичних знань про процес і поліпшення технічних характеристик обладнання, рідин розриву і матеріалів, що розклинюють, успішність операцій досягла 90 %. До 1968 р. у світі було зроблено понад мільйон операцій. У США максимум операцій зі стимулювання свердловин методом ГРП було відзначено в 1955 р. - приблизно 4500 ГРП/міс, до 1972 кількість операцій зменшилося до 1000 ГРП/міс, і до 1990 вже стабілізувалося на рівні 1500 операцій/міс.

Технологія застосування ГРП насамперед заснована на знанні механізму виникнення та розповсюдження тріщин, що дозволяє прогнозувати геометрію тріщини та оптимізувати її параметри. Перші досить прості моделі, що визначають зв'язок між тиском рідини розриву, пластичною деформацією породи та результуючими довжиною та розкриттям тріщини, відповідали потребам практики доти, доки операції ГРП не вимагали вкладення великих коштів. Впровадження і масованого ГРП, що вимагає великої витрати рідин розриву і проппанта, призвело до необхідності створення більш досконалих двох-і тривимірних моделей, що дозволяють більш достовірно прогнозувати результати обробки. зростання тріщини та перебіг рідини в ній у двох взаємно перпендикулярних напрямках.

Найважливішим чинником успішності процедури ГРП є якість рідини розриву та проппанту. Головне призначення рідини розриву – передача з поверхні на забій свердловини енергії, необхідної для розкриття тріщини, та транспортування проппанта вздовж усієї тріщини. Основними характеристиками системи "рідина розриву - проппант" є:

Реологічні властивості "чистої" рідини та рідини, що містить проппант;

Інфільтраційні властивості рідини, що визначають її витоку в пласт під час гідророзриву та при переносі проппанта вздовж тріщини;

Здатність рідини забезпечити перенесення проппанта до кінців тріщини у зваженому стані без передчасного осадження;

Можливість легкого та швидкого винесення рідини розриву для забезпечення мінімального забруднення упаковки проппанта та навколишнього пласта;

Сумісність рідини розриву з різними добавками, передбаченими технологією, можливими домішками та пластовими рідинами;

Фізичні властивості проппанту.

Технологічні рідини гідророзриву повинні мати достатню динамічну в'язкість для створення тріщин високої провідності за рахунок їх великого розкриття та ефективного заповнення проппантом; мати низькі фільтраційні витоку для отримання тріщин необхідних розмірів за мінімальних витрат рідини; забезпечувати мінімальне зниження проникності зони пласта, що контактує з рідиною розриву; забезпечувати низькі втрати тиску на тертя у трубах; мати достатню для оброблюваного пласта термостабільність і високу стабільність зсуву, тобто. стійкість структури рідини під час зсуву; легко виноситися з пласта та тріщини гідророзриву після обробки; бути технологічними у приготуванні та зберіганні у промислових умовах; мати низьку корозійну активність; бути екологічно чистими та безпечними у застосуванні; мати щодо низьку вартість.

Перші рідини розриву були на нафтовийоснові, проте з кінця 50-х років почали застосовувати рідини на водній основі, найбільш поширені з яких - гуарова смола та гідроксипропілгуар. Нині США понад 70 % всіх ГРП виробляється з використанням цих рідин. Гелі на нафтовийоснові використовуються в 5% випадків, піни зі стиснутим газомзастосовують у 25% всіх ГРП. Для підвищення ефективності гідророзриву рідини розриву додають різні присадки, в основному це антифільтраційні агенти та агенти зниження тертя.

Невдачі при проведенні гідророзриву в низькопроникних газовихпластах часто обумовлені повільним виносом рідини розриву та блокуванням нею тріщини. В результаті початковий дебіт газупісля ГРП може виявитися на 80% нижче встановленого після часу, оскільки збільшення дебіту свердловини відбувається вкрай повільно в міру очищення тріщини - протягом тижнів і місяців. У таких пластах особливо актуально використання суміші вуглеводневої рідини розриву та зрідженої вуглекислоти або зрідженого ЗІ; із добавкою азоту. Двоокис вуглецю вводиться в пласт у зрідженому стані, а виноситься у вигляді газу. Це дозволяє прискорити винесення рідини розриву з пласта і запобігти таким негативним ефектам, найбільш вираженим у низькопроникних газовихколекторах, як блокування тріщини рідиною розриву, погіршення фазової проникності для газупоблизу тріщини, зміна капілярного тиску та змочування породи тощо. Низька в'язкість таких рідин розриву компенсується під час операцій ГРП вищим темпом нагнітання.

Сучасні матеріали, що використовуються для закріплення тріщин у розкритому стані - пропанти - можна розділити на два види - кварцові піски та синтетичні пропанти середньої та високої міцності. До фізичних характеристик проппантів, які впливають на провідність тріщини, відносяться такі параметри, як міцність, розмір гранул та гранулометричний склад, якість (наявність домішок, розчинність у кислотах), форма гранул (сферичність та округлість) та щільність.

Першим та найбільш широко використовуваним матеріалом для закріплення тріщин є піски, щільність яких становить приблизно 2,65 г/см 2 . Піски зазвичай використовуються при гідророзрив пластів, в яких напруга стиснення не перевищує 40 МПа. Середньоміцними є керамічні пропанти щільністю 2,7...3,3 г/см 3, які використовуються при напрузі стиснення до 69 МПа. Надміцні пропанти, такі як спечений боксит та окис цирконію, використовуються при напрузі стиснення до 100 МПа, щільність цих матеріалів становить 3,2...3,8 г/см 3. Використання надміцних пропантів обмежується їх високою вартістю.

Крім того, в США застосовується так званий суперпісок - кварцовий пісок, зерна якого вкриті спеціальними смолами, що підвищують міцність і перешкоджають виносу частинок проппанта, що розфарбувався, з тріщини. Щільність суперпіску становить 2,55 г/см 3 . Виробляються та використовуються також синтетичні смолопокриті пропанти.

Міцність є основним критерієм підбору проппантів для конкретних пластових умов з метою забезпечення тривалої провідності тріщини на глибині залягання пласта. У глибоких свердловинах мінімальна напруга - горизонтальна, тому утворюються переважно вертикальні тріщини. З глибиною мінімальна горизонтальна напруга зростає приблизно 19 МПа/км. Тому по глибині пропанти мають такі сфери застосування: кварцові піски - до 2500 м; пропанти середньої міцності – до 3500 м; пропанти високої міцності – понад 3500 м.

Дослідження останніх років, проведені в США, показали, що застосування проппантів середньої міцності економічно ефективне і на глибинах менше 2500 м, оскільки підвищені витрати за рахунок їхньої вищої порівняно з кварцовим піском вартості перекриваються виграшем у додатковій видобутку нафтиза рахунок створення тріщини гідророзриву упаковки проппанта більш високої провідності.

Найчастіше застосовують пропанти з розмірами гранул 0,425...0,85 мм (20/40 меш), рідше 0,85... 1,7 мм (12/20 меш), 0,85...1,18 мм (16/20 меш), 0,212...0,425 мм (40/70 меш). Вибір необхідного обсягу зерен проппанта визначається комплексом чинників. Чим більші гранули, тим більшою проникністю має упаковка проппанта в тріщині. Однак використання проппанта великої фракції пов'язане з додатковими проблемами при його перенесенні вздовж тріщини. Міцність проппанта знижується із збільшенням розмірів гранул. Крім того, у слабосцементованих колекторах переважним виявляється використання проппанта дрібнішої фракції, так як за рахунок винесення з пласта частинок упаковка крупнозернистого проппанта поступово засмічується і її проникність знижується.

Від округлості та сферичності гранул проппанта залежить щільність упаковки в тріщині, її опір, а також ступінь руйнування гранул під дією гірського тиску. Щільність проппанта визначає перенесення та кладання проппанта вздовж тріщини. Пропанти високої щільності важче підтримувати у зваженому стані рідини розриву при їх транспортуванні вздовж тріщини. Заповнення тріщини проппантом високої щільності може бути досягнуто двома шляхами - використанням високов'язких рідин, які транспортують проппант по довжині тріщини з мінімальним осадженням, або застосуванням малов'язких рідин при підвищеному темпі їх закачування. В останні роки зарубіжні фірми стали випускати полегшені пропанти, що характеризуються зниженою щільністю.

У зв'язку з великою різноманітністю рідин розриву та проппантів, наявних на американському ринку, Американським нафтовимІнститутом (API) розроблено стандартні методики для визначення властивостей цих матеріалів (API RP39; Prud"homme, 1984, 1985, 1986 - для рідин розриву, і API RP60 - для проппантів).

Нині США накопичено величезний досвід із проведенню ГРП, у своїй дедалі більшу увагу приділяється підготовці кожної операції. Найважливішим елементом такої підготовки є збирання та аналіз первинної інформації. Дані, необхідні підготовки ГРП, можна підрозділити втричі группы:

Геолого-фізичні властивості пласта (проникність, пористість, насиченість, пластовий тиск, положення газонафтовогота водонафтових контактів, петрографія порід);

Характеристики геометрії та орієнтації тріщини (мінімальна горизонтальна напруга, модуль Юнга, в'язкість та щільність рідини розриву, коефіцієнт Пуассона, стисливість породи тощо);

Властивості рідини розриву та проппанту. Основними джерелами інформації є геологічні, геофізичні та петрофізичні дослідження, лабораторний аналіз керна, а також результати промислового експерименту, що полягає у проведенні мікро- та міні-гідророзривів.

В останні роки розробляється технологія комплексного підходу до проектування ГРП, який ґрунтується на врахуванні багатьох факторів, таких як провідність пласта, система розстановки свердловин, механіка тріщини, характеристики рідини розриву та проппанту, технологічні та економічні обмеження. В цілому процедура оптимізації гідророзриву повинна включати наступні елементи:

Розрахунок кількості рідини розриву та проппанту, необхідних для створення тріщини необхідних розмірів та провідності;

Техніку визначення оптимальних параметрів нагнітання з урахуванням характеристик проппанта і технологічних обмежень;

Комплексний алгоритм, що дозволяє оптимізувати геометричні параметри та провідність тріщини з урахуванням продуктивності пласта та системи розстановки свердловин, що забезпечує баланс між фільтраційними характеристиками пласта та тріщини, та заснований на критерії максимізації прибутку від обробки свердловини.

Створення оптимальної технології ГРП передбачає дотримання наступних критеріїв:

Забезпечення оптимізації вироблення запасів родовища;

Максимізація глибини проникнення проппанта в тріщину:

Оптимізація параметрів нагнітання рідини розриву та проппанту;

Мінімізація вартості обробки;

Максимізація прибутку за рахунок отримання додаткового нафтиі газу. Відповідно до цих критеріїв можна виділити такі етапи оптимізації проведення ГРП на об'єкті:

1. Вибір свердловин для обробки з урахуванням існуючої або проектованої системи розробки, що забезпечує максимізацію видобутку нафтиі газупри мінімізації витрат.

2. Визначення оптимальної геометрії тріщини - довжини та провідності з урахуванням проникності пласта, системи розстановки свердловин, віддаленості свердловини від газо- або водонафтового контакту.

3. Вибір моделі поширення тріщини на основі аналізу механічних властивостей породи, розподілу напруг у пласті та попередніх експериментів.

4. Підбір проппанту з відповідними властивостями міцності, розрахунок обсягу і концентрації проппанта, необхідних для отримання тріщини із заданими властивостями.

5. Підбір рідини розриву з відповідними реологічними властивостями з урахуванням характеристик пласта, пропанту та геометрії тріщини.

6. Розрахунок необхідної кількості рідини розриву та визначення оптимальних параметрів нагнітання з урахуванням характеристик рідини та проппанту, а також технологічних обмежень.

7. Розрахунок економічної ефективності проведення ГРП.

Спільними зусиллями Американського газовогодослідницького інституту (GRI) та найбільших нафтовихі газовихкомпаній США (Mobil Oil Co., Amoco Production Co., Schiumberger та ін) розроблений новий технологічний комплекс, що включає мобільне обладнання GRI для тестування та контролю якості операції ГРП, агрегат GRI для дослідження реології, тривимірну комп'ютерну програму для "дизайну" тріщини FRACPRO, прилади для визначення профілю напруг у пласті та мікросейсмічну техніку для визначення висоти та азимуту тріщини.

Використання нової технології дозволяє підібрати рідину розриву та проппант, що максимально відповідають конкретним умовам, та проконтролювати поширення та розкриття тріщини, транспортування проппанту у зваженому стані вздовж усієї тріщини, успішне завершення операції. Знання профілю напруг у пласті дозволяє як визначити тиск гидроразрыва, а й передбачити геометрію тріщини. При високій відмінності напруг у колекторі та в непроникних бар'єрах тріщина поширюється на більшу довжину та меншу висоту, ніж у пласті з незначною різницею цих напруг. Облік усієї інформації у тривимірній моделі дозволяє швидко та достовірно прогнозувати геометрію та фільтраційні характеристики тріщини. Апробація нової технології ГРП на шести газовихродовищах США (в шт.Техас, Вайомінг та Колорадо) показала її високу ефективність для низькопроникних колекторів.

У деяких випадках гідравлічний розрив відбувається при значно більше низький тискніж початкові напруги в пласті. Охолодження пласта в результаті накачування в нагнітальні свердловини холодної води, що істотно відрізняється за температурою від пластової, призводить до зниження пружних напруг і гідравлічного розриву в свердловинах нагнітальних при вибійних тисках, що використовуються при заводненні. Дослідження, проведені на родовищі Прадхо-Бей (США), показали, що напівдовжина тріщин, що з'явилися таким чином, коливається в межах 6...60 м. В даний час загальновизнано, що в нагнітальних свердловинах при великому контрасті температур пласта та води, що закачується, відбувається гідравлічний розрив.

При проведенні ГРП у похилих свердловинах, напрямок яких відхиляється від площини розриву, виникають проблеми, пов'язані з утворенням кількох тріщин від різних інтервалів перфорації та викривленням тріщини поблизу свердловини. Для створення єдиної плоскої тріщини в таких свердловинах використовується спеціальна технологія, заснована на обмеженні числа перфораційних отворів, визначенні їх розмірів, кількості та орієнтації по відношенню до напрямків головних напруг у пласті.

В останні роки розробляються технології застосування ГРП у горизонтальних свердловинах. Орієнтація тріщини по відношенню до осі свердловини визначається напрямом горизонтального ствола по відношенню до азимуту мінімальної головної напруги в пласті. Якщо горизонтальний стовбур паралельний напряму мінімальної головної напруги, то при гідророзриві утворюються поперечні тріщини. Розроблено технології створення кількох тріщин в одній горизонтальній свердловині. І тут число тріщин визначається з урахуванням технологічних та економічних обмежень і зазвичай становить 3.-.4.

Перший промисловий експеримент зі створення кількох тріщин у похилій свердловині було проведено компанією Mobil у 60-х роках. Гідророзриви в нафтовихгоризонтальних свердловинах проводилися на родовищах датської частини Північного моря. на газовомуродовищі в Північному морі (Нідерланди) у пласті з проникністю 1-10 -3 мкм 2 у горизонтальній свердловині створені дві поперечні тріщини.

Найбільший проект здійснено на газовомуродовищі Золінген у Північному морі (Німеччина), що характеризується наднизькою проникністю (10-6...10 -4 мкм2), середньою пористістю 10...12 % і середньою товщиною пласта близько 100 м. У горизонтальному стовбурі з довжиною 600 м створено чотири поперечні тріщини, напівдовжина кожної з яких становить близько 100 м. Піковий дебіт свердловини був 700 тис. м 3/сут, нині свердловина працює із середнім дебітом 500 тис. м 3/сут.

Якщо горизонтальна ділянка свердловини паралельна напрямку максимальної горизонтальної напруги, тріщина гідророзриву буде поздовжньою по відношенню до осі свердловини. Поздовжня тріщина не може дати значного збільшення дебіту горизонтальної свердловини, але сама горизонтальна свердловина з поздовжньою тріщиною може розглядатися як тріщина дуже високої провідності. Враховуючи, що зростання провідності є визначальним фактором збільшення дебіту свердловин з тріщинами в середньо-і високопроникних пластах, при розробці таких пластів можливе використання гідророзриву в горизонтальних свердловинах з утворенням поздовжніх тріщин. Досвідчені роботи щодо визначення ефективності поздовжніх тріщин, проведені на родовищі Купарук-Рівер (Аляска) у чотирьох горизонтальних свердловинах, показали, що продуктивність у середньому збільшилася на 71 %, а витрати на 37 %. У всіх випадках вибір між проектуванням вертикальних свердловин із ГРП, горизонтальних свердловин або горизонтальних свердловин із ГРП здійснюється на основі оцінки економічної ефективності тієї чи іншої технології.

Технологія імпульсного гідророзриву дозволяє створювати в свердловині кілька тріщин, що радіально розходяться від стовбура, що може ефективно використовуватися для подолання скін-ефекту в привибійній зоні, особливо в середньо- і високопроникних пластах

Гідророзрив середньо-і високопроникних пластів є одним з методів стимулювання свердловин, що найбільш інтенсивно розвиваються в даний час. У високопроникних пластах основним фактором збільшення дебіту свердловини внаслідок ГРП є ширина тріщини, на відміну від низькопроникних пластів, де таким фактором є її довжина. Для створення коротких широких тріщин використовується

технологія осадження проппанта на кінці тріщини (TSO-tip screen out), яка полягає у продавлюванні проппанту в першу чергу до кінця тріщини шляхом поступового збільшення його концентрації робочої рідини в ході обробки. Осадження проппанта на кінці тріщини перешкоджає її зростанню у довжину. Подальше закачування рідини, що несе проппант, призводить до збільшення ширини тріщини, яка доходить до 2,5 см, тоді як при звичайному ГРП ширина тріщини становить 2...3 мм. В результаті ефективна провідність тріщини (твір проникності та ширини) становить 300...3000 мкм 2м. Для запобігання виносу проппанта в ході наступної експлуатаціїсвердловини технологія TSO зазвичай поєднується або з використанням смолокритого проппанта, який схоплюється і чинить опір в'язкому тертю під час видобутку, або з гравійним набиванням, коли проппант утримується в тріщині за допомогою фільтра (Frac-and-Pack). Ця ж технологія використовується для попередження проростання тріщини до водо- нафтовомуконтакту. Технологія TSO успішно застосовується на родовищі Прадхо-Бей (США), Мексиканській затоці, Індонезії, Північному морі.

Створення коротких широких тріщин у свердловинах, що розкривають середньо- та високопроникні пласти, дає гарні результатипри значному погіршенні колекторських властивостей у привибійній зоні як збільшення ефективного радіуса свердловини; у багатопластових піщаних колекторах, де вертикальна тріщина забезпечує безперервний зв'язок тонких піщаних пропластків із зоною перфорації; у колекторах з міграцією дрібних частинок, де за рахунок зниження швидкості течії поблизу стовбура свердловини запобігає виносу піску; в газовихпластах для зниження негативних ефектів, пов'язаних з турбулізацією потоку поблизу свердловини. На цей час у США проведено понад 1 млн успішних ГРП, оброблено понад 40 % фонду свердловин, внаслідок чого 30 % запасів нафтиі газупереведено із позабалансових до промислових. У Північній Америці приріст видобутку нафтивнаслідок застосування ГРП становив близько 1,5 млрд. м 3 .

Наприкінці 70-х років зі створенням нових міцних синтетичних пропантів почався підйом у галузі застосування ГРП на газовихі нафтовихродовищах Західної Європи, присвячених щільним пісковикам і вапнякам, що розташовані на великих глибинах. До першої половини 80-х років приурочено другий піковий період у проведенні операцій ГРП у світі, коли кількість обробок на місяць досягала 4800 і була спрямована в основному на щільні газовіколектори. У Європі основні регіони, де проводився та проводиться масований ГРП, зосереджені на родовищах Німеччини, Нідерландів та Великобританії у Північному морі та на узбережжі Німеччини, Нідерландів та Югославії. Локальні гідророзриви проводяться також на норвезьких родовищах Північного моря, Франції, Італії, Австрії та країнах Східної Європи.

Найбільші роботи з проведення масованих ГРП були здійснені в Німеччині газоноснихпластах, що розташовані на глибині 3000...6000 м при температурі 120...180 °С. В основному тут використовувалися середньо- та високоміцні штучні. У період 1976-1985 р.р. у Німеччині було проведено кілька десятків масованих ГРП. Витрата проппанта у своїй становив здебільшого близько 100 у третині випадків - 200 т/скв., а під час проведення найбільших операцій сягав 400...650 т/скв. Довжина тріщин варіювалася від 100 до 550 м, висота від 10 до 115 м. Найчастіше операції виявилися успішними і призвели до збільшення дебіту в 3...10 разів. Невдачі під час проведення окремих ГРП пов'язані переважно з високим вмістом води у пласті.

Кріплення тріщин гідророзриву в нафтовміснихпластах, на відміну від газомістких, Здійснювалося в основному з використанням піску, оскільки глибина залягання цих пластів складає всього 700 ... 2500 м, лише в деяких випадках використовувалися середньоміцні пропанти. на нафтовихродовищах Німеччини і Нідерландів витрата проппанта становила 20...70 т/скв., а Віденському басейні Австрії оптимальна витрата проппанта становила лише 6...12 т/скв. Успішно оброблялися як старі, так і нові видобувні свердловини з гарною ізоляцією сусідніх інтервалів.

Газовіродовища Великобританії в Північному морі забезпечують близько 90% потреби країни газіі збережуть домінуючу роль у газопостачаннядо кінця століття. Витрата проппанта при ГРП газоноснихпісковиках, розташованих на глибинах 2700-3000 м, становив 100... 250 т/скв. . Причому якщо спочатку тріщини закріплювали або піском, або середньо-або високоміцним синтетичним проппантом, то з початку 80-х набула поширення технологія послідовного закачування в тріщину проппантів, що розрізняються як за фракційним складом, так і за іншими властивостями. Відповідно до цієї технології в тріщину спочатку закачувалося 100...200 т піску з розміром зерен 20/40 меш, потім 25...75 т середньоміцного проппанта з розміром зерен 20/40 або 16/20. У деяких випадках успішно використовувався трифракційний метод із послідовним закачуванням проппантів 20/40, 16/20 та 12/20 або 40/60, 20/40 та 12/20.

Найбільш поширений варіант двофракційного гідророзриву полягав у закачуванні основного обсягу піску або середньоміцного проппанта типу 20/40 з наступним закачуванням середньо-або високоміцного проппанта типу 16/20 або 12/20 у кількості 10...40 % загального обсягу. Є різні модифікації цієї технології, зокрема, хороші результати дає початкове закачування в тріщину тонкозернистого піску типу 40/70 або навіть 100 меш, потім основної кількості піску або проппанту типу 20/40, і завершення тріщини міцним крупнозернистим проппантом 16/20 або 12/20 20. Переваги такої технології полягають у наступному:

Кріплення тріщини високоміцним проппантом на околиці свердловини, де напруга стиснення найбільш висока;

Зниження вартості операції, так як керамічні пропанти в 2...4 рази дорожчі за пісок;

Створення найбільшої провідності тріщини на околиці вибою, де швидкість фільтрації флюїду максимальна;

Запобігання виносу проппанта в свердловину, що забезпечується спеціальним підбором різниці в розмірах зерен основного і тріщину, що закінчує, проппантів, при якому зерна меншого розміру затримуються на кордоні між проппантами;

Блокування тонкозернистим піском природних мікротріщин, що відгалужуються від основної, а також кінця тріщини в пласті, що знижує втрати рідини розриву та покращує провідність тріщини.

Пропанти, що закачуються в різні області тріщини, можуть відрізнятися не тільки за фракційним складом, але і щільністю. У Югославії знайшла застосування технологія масованого ГРП, коли в тріщину закачується спочатку легкий середньоміцний проппант, а потім важкий якісніший високоміцний проппант.

Легкий проппант довше підтримується у зваженому стані в рідині, що транспортує його, тому може бути доставлений на більш далеку відстань вздовж крил тріщини. Закачування на завершальній стадії ГРП більш важкого високоякісного проппанта дозволяє з одного боку забезпечити опір стиску в області найбільш високих напруг біля вибою, і з іншого знизити ризик невдачі операції на завершальній стадії, оскільки легкий проп-пант вже доставлений в тріщину. Масовані ГРП, проведені в Югославії. є одними з найбільших у Європі, оскільки на першій стадії в тріщину закачувалося 100...200 т легкого проппанта, але в другій - приблизно 200...450 т важчого. Отже, загальна кількість проппанта становила 300...650 т.

В результаті нафтовогокризи 1986 р. обсяг проведення робіт з ГРП значно знизився, але після стабілізації цін на нафтуу 1987 - 1990 рр. дедалі більше родовищ намічається щодо гідророзриву пласта, у своїй підвищену увагу почали приділяти оптимізації технології ГРП, ефективного підбору параметрів тріщини і проппанта. Найбільш висока активність щодо проведення та планування ГРП у Західній Європі відзначається в Північному морі на газовихродовищах в британському секторі і в неф-вмісних крейдяних відкладах в норвезькому секторі.

Значимість технології ГРП для родовищ Західної Європи доводиться тим, що видобутоктретини запасів газутут можлива та економічно виправдана лише з проведенням гідророзриву пласта. Для порівняння - у США 30...35% запасів вуглеводнів можуть бути вилучені лише із застосуванням ГРП.

Специфіка розробки морських родовищ визначає вищу вартість операцій із стимулювання свердловин, тому забезпечення більш високої надійності в 1989-1990 гг. було прийнято рішення про повну відмову від використання піску як розклинювальний матеріал на британських родовищах у Північному морі. Особливо довго і широко використовувався пісок як розклинювальний матеріал у Югославії, Туреччині, країнах Східної Європи та СРСР, де було власне обладнаннядля проведення ГРП, але були відсутні достатні потужності для дорогих синтетичних проппантов. Так, у Югославії та Туреччині середньоміцний проппант використовувався тільки для закінчення тріщини, а основний обсяг заповнювався піском. Проте останніми роками у зв'язку зі створенням спільних підприємств, розширенням продажу проппантів західними компаніями-виробниками безпосереднім споживачам, розвитком власного виробництва ситуація змінюється. У Китаї проводяться ГРП із закачуванням бокситного проппанта власного виробництва обсягом до 120 т. Показано, що навіть низька концентрація бокситу забезпечує кращу провідність тріщини, ніж вища концентрація піску. Є широкі перспективи застосування технології ГРП на родовищах Північної Африки, Індії, Пакистану, Бразилії, Аргентини, Венесуели, Перу. На родовищах Середнього Сходу та Венесуели, присвячених карбонатним колекторам, основною технологією має стати кислотний ГРП. Слід зазначити, що в більшості країн третього світу як матеріал, що розклинює, використовується натуральний пісок, використання синтетичних проппантів передбачається тільки в Алжирі та в Бразилії.

У вітчизняній нафтовидобутокГРП почали застосовувати із 1952 р. Загальне числоГРП у СРСР піковий період 1958-1962 гг. перевищувало 1500 операцій на рік, а 1959 р. досягло 3000 операцій, які мали високі техніко-економічні показники. До цього ж часу належать теоретичні та промислово-експериментальні дослідження з вивчення механізму гідророзриву та його впливу на дебіт свердловин. У наступний період число проведених ГРП знизилося і стабілізувалося лише на рівні приблизно 100 операцій на рік. Основні центри з проведення ГРП були зосереджені на родовищах Краснодарського краю, Волго-Уральського регіону, Татарії (Ромашкінське та Туймазинське родовища), Башкирії, Куйбишевської області, Чечені-Інгушетії, Туркменії, Азербайджану, Дагестану, України та Сибіру.

Гідророзрив проводився в основному для освоєння нагнітальних свердловин при впровадженні внутрішньоконтурного заводнення і в деяких випадках на нафтовихсвердловин. Крім того, метод гідравлічного розриву використовувався для ізоляції приток підошовних вод у свердловинах із монолітними пластами; при цьому горизонтальна тріщина гідророзриву, створена в заздалегідь обраному інтервалі, використовувалася як водоізолюючий екран. Масований гідророзрив у СРСР не проводився. З оснащенням промислів потужнішою технікою для закачування води необхідність широкому проведенні ГРП в нагнітальних свердловинах відпала, а після введення у розробку великих високодебітних родовищ Західного Сибіру інтерес до гідророзриву галузі практично зник. В результаті з початку 70-х до кінця 80-х років у вітчизняній нафтовидобутокгідророзрив у промислових масштабах не застосовувався.

Відродження вітчизняного ГРП розпочалося наприкінці 80-х років у зв'язку із суттєвою зміною структури запасів нафтиі газу .

Донедавна як проппанта в Росії використовувався лише натуральний пісок у кількості до 130 т/скв„ а в більшості випадків закачувалося 20...50 т/скв. У зв'язку з відносно невеликою глибиною залягання пластів, що оброблялися, не було необхідності в застосуванні синтетичних високоякісних проппантів. До кінця 80-х років під час проведення ГРП використовувалося переважно вітчизняне чи румунське обладнання, у деяких випадках – американське.

Наразі є широкі потенційні можливості для впровадження великомасштабних операцій з проведення ГРП низькопроникних газоноснихпластах на родовищах Сибіру (глибина - 2000...4000 м), Ставропольського (2000...3000 м) та Краснодарського (3000...4000 м) країв. Саратовській (2000 м). Оренбурзької (3000...4000 м) та Астраханської (Карачаганакське родовище (4000...5000 м)) областей.

У нафтовидобутокРосії велику увагу приділяють перспектив застосування методу ГРП. Це обумовлено насамперед тенденцією зростання у структурі запасів нафтичастки запасів у низькопроникних колекторах. Більше 40 % видобутих запасів галузі перебуває у колекторах з проникністю менше 5-10-2 мкм2, їх близько 80 %-в Західного Сибіру. До 2000 р. очікується зростання таких запасів галузі до 70 %. Інтенсифікація розробки малопродуктивних покладів нафтиможе бути здійснена двома шляхами - ущільненням сітки свердловин, що вимагають значного збільшення капітальних вкладень та підвищують собівартість нафти, чи підвищенням дебіту кожної свердловини, тобто. інтенсифікацією використання як запасів нафти, і самих свердловин.

Світовий досвід нафтовидобуванняпоказує, що з ефективних методів інтенсифікації розробки низкопроницаемых колекторів є метод ГРП. Високопровідні тріщини гідророзриву дозволяють збільшити продуктивність свердловин в 2...3 рази, а застосування ГРП як елемента системи розробки, тобто створення гідродинамічної системи свердловин з тріщинами гідророзриву, дає збільшення темпу відбору видобуваних запасів, підвищення нафтовіддачіза рахунок залучення в активну розробку слабодренованих зон і пропластків і збільшення охоплення заводненням, а також дозволяє вводити в розробку поклади з потенційним дебітом свердловин у 2...3 рази нижче за рівень рентабельної видобутку, отже, переводити частину позабалансових запасів на "промислові. Збільшення дебіту свердловин після проведення ГРП визначається співвідношенням провідностей пласта і тріщини і розмірами останньої, причому коефіцієнт продуктивності свердловини не зростає необмежено зі зростанням довжини тріщини, існує граничне значення довжини, перевищення якого практично не зростання дебіту рідини Наприклад, при проникності пласта порядку 10-2 мкм2 гранична напівдовжина становить приблизно 50 м. Враховуючи збільшення зон впливу свердловин в результаті створення тріщин гідророзриву, при проектуванні розробки із застосуванням ГРП можна планувати більш рідкісну сітку свердловин.

У період 1988-1995 гг. у Західному Сибіру проведено понад 1600 операцій ГРП. Загальна кількість об'єктів розробки, охоплених ГРП, перевищила 70. Для низки об'єктів ГРП став невід'ємною частиною розробки та проводиться у 50...80 % фонду свердловин. Завдяки ГРП з багатьох об'єктів вдалося досягти рентабельного рівня дебітів свердловин. нафти. Збільшення дебітів становило середньому 3,5 при коливанні з різних об'єктів від 1 до 15. Успішність ГРП перевищує 90 %. Переважна кількість свердловині-операції проводилася спеціалізованими спільними підприємствами за зарубіжними технологіями та на зарубіжному. обладнання. В даний час обсяг проведення ГРП у Західному Сибіру досяг рівня 500 свердловини-операції на рік. Частка ГРП в низькопроникних колекторах (юрські відкладення, ачімовська пачка) становить 53% всіх операцій.

За ці роки накопичено певний досвід у проведенні та оцінці ефективності ГРП у різних геолого-фізичних умовах. Великий досвід гідророзриву пластів накопичено у АТ "Юганскнефтегаз". Аналіз ефективності понад 700 ГРП, проведених СП "ЮГАНСЬКФРАКМАЙСТЕР" у 1989-1994 роках. на 22 пластах 17 родовищ АТ "Юганскнафтогаз", показав таке.

Основними об'єктами застосування ГРП були поклади з низькопроникними колекторами: 77% всіх обробок проведено на об'єктах з проникністю пласта менше 5-10-2 мкм2 з них 51% менше 10-2 мкм2 і 45% менше 5-10 мкм2.

Насамперед ГРП проводили на малоефективному фонді свердловин: на недіючих свердловинах - 24% від загального обсягу робіт, на малодебітних свердловинах з дебітом рідини менше 5 т/добу - 38% і менше 10 т/добу - 75%. На безводний і маловодний (менше 5%) фонд свердловин припадає на 76% всіх ГРП. У середньому за період узагальнення за всіма обробками в результаті ГРП дебіт рідини був збільшений з 8,3 до 31,4 т/добу, а по нафти- З 7,2 до 25,3 т/добу, тобто. в 3,5 рази при зростанні обводненості на 6,2%. В результаті додаткова видобуток нафтиза рахунок ГРП склала за 5 років близько 6 млн т. Найбільш вдалі результати отримані при проведенні ГРП у чистонафтових об'єктах з великою нафтонасиченоїтовщиною (ачімівська пачка та пласти Б1 Приразломного родовища), де дебіт рідини збільшився з 3,5...6,7 до 34 т/сут при зростанні обводненості всього на 5...6 %.

Досвід гідророзриву переривчастих пластів, представлених в основному окремими лінзами колектора, отримано у ТПП "ЛУКойл-Когалимнафтогаз" на Повхівському родовищі. Пропластки переривчастої зони розкриваються двома сусідніми свердловинами за середньої відстані 500 м лише у 24 % випадків. Основним завданням регулювання системи розробки Повхівського родовища є залучення до активної роботи переривчастої зони пласта 1 та прискорення за нею темпів вироблення запасів. З цією метою на родовищі у 1992-1994 pp. проведено силами СП "КАТКОНАФТА" 154 ГРП. Успішність обробок становила 98%. При цьому з оброблених свердловин в середньому отримано п'ятикратний приріст дебіту. Об'єм додатково здобутої нафтистановив 1,6 млн т. Очікувана середня тривалість технологічного ефекту – 2,5 року. При цьому додаткова видобутокза рахунок ГРП на одну свердловину має становити 16 тис.т. За даними СибНИИНП, на початок 1997 р. на родовищі проведено вже 422 операції ГРП, успішність яких становить 96 %, обсяг додатково здобутої нафти– 4,8 млн т, середнє збільшення дебіту свердловин – у 6,5 разів. Середнє відношення дебіту рідини після ГРП по відношенню до максимального дебіту, досягнутого до ГРП і характеризує потенційні можливості свердловини, становило 3,1.

На родовищах ТПП "Лукойл-Лангепаснафтогаз" протягом 1994-1996 рр. проведено 316 операцій ГРП, 1997 р. -ще 202 гідророзриву. Обробки здійснюються власними силами та СП "КАТКОНАФТА". Додаткова видобуток нафтистановила близько 1,6 млн.т, середній приріст дебіту -7,7 т/добу на свердловину.

У 1993 р. розпочалися дослідно-промислові роботи з проведення ГРП на родовищах ВАТ "Ноябрьскнефтегаз", протягом року було проведено 36 операцій. Загальний обсяги виробництва ГРП до кінця 1997 р. становив 436 операцій. Гідророзрив проводився, як правило, у малодебітних свердловинах з низькою обводненістю, розташованих на ділянках з погіршеними фільтраційно-ємними властивостями. Після ГРП дебіт нафтизбільшився в середньому у 7,7 раза, рідини – у 10 разів. В результаті ГРП у 70,4% випадків обводненість зросла в середньому від 2% до ГРП до 25% після обробки. Успішність обробок досить висока й у середньому становить 87%. Додаткова видобуток нафтивід виробництва ГРП у ВАТ "Ноябрьскнефтегаз" до кінця 1997 р. перевищила 1 млн. т. Фірма Dowell Schiumberger є однією з провідних світових компаній з інтенсифікації роботи свердловин. Тому великий інтереспредставляють її роботи з ГРП на російських родовищах. Цією компанією було підготовлено проект першого радянсько-канадського експерименту з проведення масованого ГРП на Салимському родовищі. Наприклад, на одній із свердловин у пласті з проникністю 10 мкм була запроектована тріщина напівдовжиною 120 м при повній висоті 36,6 м. Після проведення влітку 1988 р. ГРП в Баженівській свиті свердловина стала фонтанувати з дебітом 33 м/сут, який 17 діб знизився до 18 м ^ / добу. До ГРП приплив був " непереливний " , тобто. рівень рідини у свердловині не піднімався до гирла.

У 1994 р. Dowell Schiumberger провела кілька десятків ГРП на Ново-Пурпейському, Тарасівському та Харампурському родовищах АТ "Пурнафтогаз". У період до 01.10.95 р. на родовищах ВАТ "Пурнафтогаз" було проведено 120 гідророзривів. Середньодобовий дебіт оброблених свердловин становив 25,6 т/добу. З початку впровадження ГРП видобуто 222,7 тис. т. додаткової нафти. Дані про дебіти свердловин приблизно через рік після проведення ГРП: у другому півріччі 1994 на родовищах ВАТ "Пурнафтогаз" було проведено 17 операцій; середній дебіт свердловини по нафтидо ГРП становив 3,8 т/сут, а вересні 1995 р. -31,3 т/сут. За деякими свердловинами відмічено зниження обводненості. Використання ГРП дозволило стабілізувати падаючу видобуток нафтиз НДВУ "Тарасовськнафта".

Аналіз результатів застосування ГРП на родовищах Західного Сибіру показує, що це метод зазвичай застосовують у одиночно вибираних свердловинах. Загальноприйнятий підхід до оцінки ефективності гідророзриву полягає у аналізі динаміки видобутку нафтилише оброблених свердловин. При цьому за базові приймаються дебіти до ГРП, а додаткова видобутокрозраховується як різниця між фактичною та базовою здобиччюпо цій свердловині. При прийнятті рішення про проведення ГРП у свердловині часто не розглядається ефективність цього заходу з урахуванням усієї пластової системи та розміщення видобувних та нагнітальних свердловин. Мабуть, із цим пов'язані негативні наслідкизастосування ГРП, які відзначаються деякими авторами. Так, наприклад, за оцінками застосування цього методу на окремих ділянках Мамонтівського родовища спричинило зниження нафтовіддачічерез більш інтенсивного зростання обводження деяких оброблених і особливо навколишніх свердловин. Аналіз технології проведення гідророзриву на родовищах ВАТ "Сургутнефтегаз" показав, що найчастіше невдачі пов'язані з нераціональним вибором параметрів обробки, коли темп закачування та обсяги технологічних рідин та проппанту визначаються без урахування таких факторів, як оптимальна довжина та ширина закріпленої тріщини, розраховані для даних умов; тиск розриву глинистих екранів, що відокремлюють продуктивний пласт від вище- та нижчележачих газо- та водонасичених пластів. В результаті зменшуються потенційні можливості ГРП як засобу збільшення видобутку, Збільшується обводненість продукції, що видобувається.

Досвід проведення кислотного гідравлічного розриву пласта є на Астраханському газоконденсатномуродовищі, продуктивні відкладення якого характеризуються наявністю щільних пористо-тріщинуватих вапняків з низькою проникністю (0,1...5,0) та пористістю 7...14. Застосування ГРП ускладнюється великими глибинами експлуатаційнихсвердловин (4100 м) та високими вибійними температурами (110 °С). В процесі експлуатаціїсвердловин відбулося утворення локальних депресійних воронок та зниження пластового тиску в деяких випадках до 55 МПа від початкового 61 МПа. Наслідком цих явищ може стати випадання конденсату в привибійній зоні, неповне винесення рідини зі стовбурів свердловин тощо. Для поліпшення фільтраційних характеристик привибійної зони низькодебітних свердловин періодично проводяться масовані кислотні обробки з параметрами закачування, близькими до ГРП. Такі операції дозволяють знизити робочі депресії на 25...50 % від початкових, уповільнити темпи зростання депресійних воронок і темпи зниження гирлових і вибійних тисків.

Гідравлічний розрив пласта на Астраханському родовищі здійснюється за допомогою спеціального обладнанняфірми "ФРАКМАЙСТЕР". Технологія проведення робіт, як правило, полягала у наступному. Спочатку визначалася прийомистість свердловини закачуванням метанолу або конденсату. Потім з метою вирівнювання профілю прийомистості та створення умов для обробки кислотним складом менш проникних ділянок та підключення до роботи пласта по всій його товщині закачувався гель. Як активну, реагує з пластом рідини використовувалася суміш соляної кислоти з метанолом або гідрофобна кислотна емульсія ("соляна кислота у вуглеводневому середовищі"). При проведенні поінтервального ГРП кольматація високопроникних зон або перфораційних каналів здійснювалася або гелем або кулями діаметром 22,5 мм спільно з гелем. Момент ГРП реєструвався на індикаторній діаграмі різкого зростання і подальшого падіння тиску з одночасним зростанням прийомистості. Не виключено, що на деяких свердловинах розкрилися існуючі тріщини, оскільки факт гідророзриву на індикаторних діаграмах відзначений не був, а тиску відповідали градієнту тиску розкриття тріщин. Практика проведення ГРП на Астраханському газоконденсатномуродовищі показала його високу ефективність за умови правильного вибору свердловин та технологічних параметрів обробки. Істотний приріст дебіту отримано навіть у тих випадках, коли на свердловині до гідророзриву було проведено кілька кислотних обробок, останні з яких виявились безрезультатними.

Найбільш висока ефективність ГРП може бути досягнута при проектуванні його застосування як елемента системи розробки з урахуванням системи розміщення свердловин та оцінкою їхнього взаємовпливу при різних поєднаннях обробки добувних та нагнітальних свердловин. Ефект від проведення ГРП неоднаково проявляється в роботі окремих свердловин, тому необхідно розглядати не тільки приріст дебіту кожної свердловини внаслідок гідророзриву, а й вплив взаємного розташування свердловин, конкретного розподілу неоднорідності пласта, енергетичних можливостей об'єкта та ін. Такий аналіз можливий лише на основі тривимірного математичного моделювання процесу розробки ділянки пласта чи об'єкта загалом з використанням адекватної геолого-промислової моделі, що виявляє особливості геологічної неоднорідності об'єкта. За допомогою комп'ютерної моделіпроцесу розробки із застосуванням ГРП можна оцінити доцільність проведення ГРП у нагнітальних свердловинах, вплив гідророзриву на нафтогазовіддачута темпи виробітку запасів об'єкта розробки, виявити необхідність повторних обробок тощо. При промислової реалізації ГРП попередньо необхідно складання проектного документа, у якому обгрунтовано технологія ГРП, пов'язана із системою розробки поклади загалом. При проведенні ГРП необхідно передбачити комплекс промислових досліджень на першочергових свердловинах для визначення розташування, напряму та провідності тріщини, що дозволить внести коригування в технологію ГРП з урахуванням особливостей кожного конкретного об'єкта. Необхідний систематичний авторський нагляд за впровадженням ГРП, що дозволить вживати оперативних заходів для підвищення його ефективності.

Факторами, що визначають успішність ГРП, є правильний вибір об'єкта для проведення операцій, використання технології гідророзриву, оптимальної для даних умов, та грамотний підбір свердловин для обробки.

Основні поняття про метод гідравлічного розриву пласта

Визначення. Гідравлічним розривом називається процес, при якому тиск рідини впливає безпосередньо на породу пласта аж до її руйнування та виникнення тріщини. Вплив тиску рідини, що триває, розширює тріщину вглиб від точки розриву.В закачувану рідину додається матеріал, що розклинює, наприклад, пісок, керамічні кульки або агломерований боксит. Призначення цього матеріалу - утримати створену тріщину у розкритому стані після скидання тиску рідини. Так створюється новий, більш просторий канал притоку. Канал поєднує існуючі природні тріщини і створює додаткову площу дренування свердловини. Рідина, що передає тиск на породу пласта, називається рідиною розриву.

Завдання розв'язувані при гідророзриві

При гідравлічному розриві мають бути вирішені такі завдання:

А) створення тріщини

Б) утримання тріщини у розкритому стані

В) видалення рідини розриву

Г) підвищення продуктивності пласта

Створення тріщини

Тріщина створюється шляхом закачування рідин відповідного складу пласт зі швидкістю перевищує її поглинання пластом. Тиск рідини зростає, поки не буде перевищено внутрішню напругу в породі. У породі утворюється тріщина.

Утримання тріщини у розкритому стані

Як тільки розвиток тріщини почалося, в рідину додається матеріал, що розклинює - проппант (зазвичай пісок), що переноситься рідиною в тріщину. Після завершення процесу гідророзриву та скидання тиску проппант утримує тріщину відкритої і, отже, проникної для пластових рідин.

Видалення рідини розриву

Перш ніж почати видобутокзі свердловини слід видалити рідину розриву. Ступінь складності її видалення залежить від характеру рідини, що застосовується, тиску в пласті і відносної проникності пласта по рідині розриву. Видалення рідини розриву дуже важливо, оскільки, знижуючи відносну проникність, може створювати перешкоди по дорозі припливу рідин.

Підвищення продуктивності пласта

До початку проектування процесу слід здійснити аналіз його економічної доцільності.

Мета гідравлічного розриву

Проведення гідророзриву має дві основні цілі:

1). Підвищити продуктивність пласта шляхом збільшення ефективного радіусу дренування свердловини. У пластах із відносно низькою проникністю гідророзрив - кращий спосібпідвищення продуктивності.

2). Створити канал притоку в зоні стовбура порушеної проникності.

Порушення проникності продуктивного пласта - важливе розуміння поняття, оскільки тип і масштаб процесу розриву проектується саме з метою виправлення цього порушення. Якщо є можливість створити тріщину, що проходить крізь зону пошкодження, заповнену проппантом, і привести падіння тиску до нормальної величини градієнта гідродинамічного тиску, то продуктивність свердловини зросте.

Порушення проникності продуктивного пласта. Зазвичай порушення проникності продуктивного пласта ототожнюється з "скіновим ушкодженням", тобто з порушенням проникності привибійної зони. Однак, цю величину не завжди можна визначити через вимір або розрахунок "скіна". Зазвичай приймають скін - фактор (коефіцієнт, що визначає ступінь порушення колекторських властивостей пласта) рівним нулю, щоб вказати, що порушення проникності пласта немає, проте це фактично не означає, що пошкодження немає. Наприклад, кислотна обробка може проникнути досить глибоко в пласт на ділянці кілька метрів у верхній частині 20 - метрового інтервалу перфорації, щоб при дослідженнях було виявлено усунення позитивного скіна. Однак при цьому позитивна частина інтервалу може бути частково забита механічними домішками або буровимрозчином. Справжня потенційна продуктивність цієї свердловини може виявитися набагато більше, ніж її продуктивність при виміряному нульовому скіні.

Проникність пласта може бути порушена в результаті впливу фізичних або хімічних факторів або їх спільної дії: закупорки пор розчином, зміни змочування пласта через вторгнення води з стороннього джерела. Звичайний водяний бар'єр, спричинений надмірним поглинанням рідини, є різновидом порушення проникності. Аналогічний результат викликає вторгнення пластової води з іншої зони або іншої ділянки колектора.

Ось деякі форми порушення проникності пласта:

1). Вторгнення в пласт частинок буровогорозчину.

2). Вторгнення в пласт фільтрату буровогорозчину.

3). Вторгнення у пласт фільтрату цементу.

4). Невідповідність перфорації за розміром, кількістю та глибиною проникнення отворів.

5). Руйнування перфорації та ущільнення материнської породи.

6) Мехпримеси в рідині закінчення або рідини глушіння, що проникають в пласт або забивають перфорацію.

7). Вторгнення в пласт рідин закінчення чи глушіння.

8). Закупорювання пласта природними глинами.

9). Відкладення асфальтенів або парафінів у пласті чи перфорації.

10). Відкладення солей у пласті або перфорації.

11). Утворення або закачування емульсії в пласт.

12). Закачування кислот або розчинників з хутряними домішками або відкладення хутряних домішок у пласті.

Все це може призвести до зниження продуктивності, а у важких випадках – до повного припинення видобуткузі свердловини. Допомогти можуть деякі види стимуляційного впливу.

Вплив порушеної проникності на продуктивність свердловин. Більшість видів порушення проникності знижує початкову проникність пласта. Вплив цього зниження на продуктивність залежить від глибини пошкодження зони, що оточує стовбур.

Якщо, наприклад, має місце зниження проникності на 50% у шарі товщиною 5 см, це призведе до зниження продуктивності всього на 14% . Якщо зниження проникності охопило 30-сантиметровий шар, продуктивність знизиться на 40%. Зниження на 75% проникності в 30-сантиметровій товщі призведе до втрати продуктивності 64%. Тому свердловина, яка має давати 100 кубометрів на добу, але проникність пласта в радіусі 30 см від ствола становить лише 25% від початкової видобутку, нафтискладе лише 36 м3/добу.

Для вивчення впливу пошкодження пласта на продуктивність можна використовувати моделі пласта (як математичні, і фізичні лабораторні моделі). Важливо пам'ятати, що для мінімізації глибини та ступеня тяжкості пошкодження пласта не потрібно шкодувати зусиль.

Низька проникність. Спочатку гідророзрив впроваджувався як економічний засіб підвищення видобутку газуіз пластів із відносно низьким тиском. У низькопроникних (до 10 мд) пластах створюється високо-проникний канал (100 – 1000 дарсі) припливу. Цим забезпечуються великі площі дренування, в які здійснюється повільне підживлення вуглеводнями з пласта з дуже низькою проникністю. Отже, вся енергія пласта використовується максимально. Значний вплив на очікувані результати гідророзривів різних типів і розмірів має здатність пластової рідини, що несе.

Напрямок тріщини розриву.

Тріщина розриву може бути зорієнтована у горизонтальному або вертикальному напрямку. Тип розриву, який може статися в конкретних умовах, залежить від напруги в пласті. Розрив відбувається у напрямку, перпендикулярному найменшій напрузі.

Вертикальний розрив. У більшості свердловин відбуваються вертикальні розриви. Тріщина розриву утворює два крила, орієнтовані під кутом 180 ° один до одного.

Вертикальний розрив

Горизонтальний розрив. Горизонтальний розрив відбувається у свердловині, якщо горизонтальна напруга більша, ніж вертикальна напруга.

Горизонтальний розрив

Рідини розриву

Найважливішою частиною проектування гідророзриву є вибір рідини розриву. При цьому слід розглянути такі фактори:

Сумісність із пластом та пластовими рідинами.

1) Порушення проникності пласта

При проведенні гідророзриву відбувається поглинання рідини у зоні, що прилягає до поверхні тріщини. З-за підвищеного насичення рідиною зони вторгнення, відносна проникність пластової рідини знижується. Якщо проникність пластової рідини низька, а рідини розриву ще нижче, це може призвести до повного блокування припливу. Крім того, у пласті можуть бути пучинисті глини, які набухають при контакті з рідиною розриву та знижують проникність.

2) Порушення проникності піщаної пробки

Проникність піщаної пробки, так само, як і зони вторгнення рідини, може бути порушена внаслідок насичення рідиною. Приплив по тріщині може бути обмежений наявністю в піщаній пробці залишкових після впливу мехпримесей або полімерів.

3) Пластові рідини

Багато рідин схильні до утворення емульсій або осадоутворення. Щоб уникнути ризику при виборі належних хімічних компонентів, слід провести лабораторні випробування.

Вартість.

Розкид вартості для різних рідин розриву дуже різний. Найбільш дешева вода, тоді як метанол та кислоти досить дорогі. Слід також враховувати вартість гелеутворюючого компонента. У будь-якому випадку треба зіставляти вигоди обробки пласта відповідними рідинами та хімікатами за їх вартістю (таблиця 11).

Таблиця 11

Порівняльна вартість різних рідин (долари США)

Найменування рідини розриву	Вартість 1 куб.	Вартість 1 куб. гелеутворювального компонента	Вартість у сумі
ЗАГУЩЕНА ВОДА		66,00	66.00
ПОЛІМЕРСШИТНА ВОДА		126,00	126,00
ЗАГУЩЕНИЙ РЕФОРМАТ	250,00	94,00	344,00
ДВОФФАЗНА РІДИНА	50,00	66,00	116,00
МЕТАНОЛ+СО2	350,00	150,00	500,00
ПОЛІМЕРСШИТИЙ МЕТАНОЛ	400,00	210,00	610,00
РІДКИЙ СО2	300,00		300,00
КИСЛОТА 15%	380,00	200,00	580,00
КИСЛОТА 28%	750,00	250,00	1000,00

Види рідин

Рідини на основі води. Рідини розриву на водній основі використовуються сьогодні у більшості обробок. Хоча це було не так в перші роки гідророзривів коли рідини на нафтовийНа основі використовувалися фактично на всіх обробках. Цей вид рідини має ряд переваг над рідиною на нафтовийоснові.

1. Рідини на водній основі економічніші. Базовий компонент - вода набагато дешевше ніж нафту, конденсат, метанол та кислота.

2. Рідини на водній основі дають більший гідростатичний ефект ніж нафту, газта метанол.

3. Ці рідини незаймисті; отже, вони не вибухонебезпечні.

4.Рідини на водній основі легко доступні.

5. Цей тип рідини легше контролюється та загущується.

Лінійні рідини розриву. Необхідність загущення води щоб допомогти транспортувати матеріал, що розклинює (проппант), зменшити втрату рідини, і збільшити ширину тріщини було очевидним для ранніх дослідників. Перший загусник води був крохмаль. На початку 1960-х було знайдено заміну - гуаровий клей - це полімерний загусник. Він використовується й у наш час. Також використовуються інші лінійні гелі в якості рідини розриву: гідроксипропіл, гідроксиетилцелюлоза, карбоксиметил, ксантан і в деяких, рідкісних випадках поліакриламіди.

З'єднуються рідини розриву. Вперше були використані наприкінці 1960-х, коли було приділено велику увагу ГРП. Розвиток цього типу рідини вирішив багато проблем, які виникали, коли було необхідно закачувати лінійні гелі в глибокі свердловини з високою температурою. Реакція, що сполучається така, що молекулярна вагабазового полімеру значно збільшується зв'язуючи разом різні молекули полімеру в структуру. Першою рідиною, що з'єднується, був гуаровий клей. Типовий гель, що з'єднується, наприкінці 1960-х складався з 9586 г/м3 гуарового з'єднувача з боритової сурмою. Сурмовое середовище було з відносно низьким показником pH рідини розриву. Борове середовище було з високим показником pH. Також було розроблено багато інших рідин цього типу, таких як алюмінієві, на хромній, мідній основі та марганці. Додатково наприкінці 1960-х, на початку 1970-х років стали використовувати з'єднувач на основі КМЦ (карбоксилметилцелюлоза) і деякі типи з'єднувача на основі гідрокситилцелюлози, хоча останній був дорогим. З розробкою гідроксипропілового гуара та карбоксиметилгідроксіетилцелюлозних полімерів також було розроблено нове покоління з'єднувачів. Полімерні молекули з'єднувача мають тенденцію до підвищення термостабільності базового полімеру. Це теоретезує що ця температурна стабільність походить зі зниження термальної нестабільності молекули в результаті її самої однорідної природи і деякої захищеності від гідролізу, окислення або інших деполімеризації реакцій які можуть трапитися. Полімери з'єднувача, хоча і збільшують в'язкість рідини, що здається, на кілька порядків, не обов'язково викликають тертя при тиску, що збільшується на деякий ступінь при операціях закачування. Ці системи були нещодавно замінені на сполучні системи.

Сповільнювальні сполучні системи. Заслуговують на увагу свого розвитку в 1980-і роки, коли вони використовувалися як рідини розриву з контрольованим часом з'єднання, або уповільненою реакцією з'єднання. Час з'єднання визначено як час, щоб базова рідина мала однорідну структуру. Очевидно, що час з'єднання, це час, необхідний для досягнення дуже великого збільшення в'язкості та становлення однорідної рідини. Значна кількість досліджень була проведена, щоб зрозуміти важливість використання з'єднувальних систем рідини. Ці дослідження показали, що сповільнювальні з'єднувальні системи показують луччу дерсперсність з'єднувача, дають велику в'язкість, і збільшують в рідині розриву термостабільність. Інша перевага цих систем це знижене тертя при закачуванні. Як результат цього, сповільнювальні з'єднувальні системи використовуються більше, ніж звичайні з'єднувальні системи. Основна перевага використання з'єднувальних систем над лінійними рідинами описані нижче:

1. Вони можуть досягти в'язкості набагато вище за ГРП порівняно з навантаженням гелю.

2. Система найефективніша з погляду контролю втрати рідини.

3. Сполучні системи мають кращу термостабільність.

4.Сполучні системи більш ефективні в ціні за фут полімеру.

Рідини на нафтовийоснові. Найпростіший на нафтовийНа основі гель розриву, можливий сьогодні, це продукт реакції фосфату алюмінію і базовий, типовий алюмінат соди. Ця реакція приєднання, яка перетворює створену сіль, що дає в'язкість у дизельних паливах або стримує до високо гравітаційної сирої системи. Гель фосфату алюмінію покращує сиріші нафтита збільшує термостабільність.

Фосфат алюмінію може бути використаний, щоб створити рідину з підвищеною стабільністю до високих температур та гарною ємністю для транспортування проппанту для використання у свердловинах з високими температурами: понад 127°C. Основним недоліком використання рідин на нафтовийТакож треба зазначити, що приготування рідин на нафтовийНа основі вимагає великого технічного та якісного контролю. Приготування рідини на водній основі значно полегшує процес.

Рідини на основі спирту. Метанол і ізопропанол використовувалися як компоненти рідини на водній основі та рідини на кислотній основі, або, в деяких випадках, як і сольові рідини розриву протягом багатьох років. Спирт, який зменшує поверхневе натяг води, спрямовано використовувався для видалення водяних перешкод. У рідинах розриву спирт знайшов широке застосування як температурний стабілізатор, оскільки діє як утримувач кисню. Полімери підвищили можливість загуснути чистий метанол та пропанол. Ці полімери, включаючи гідроксипропілцелюлозу і г ідроксипропілгуар, замінили. Гуарова смола піднімає в'язкість на 25% вище, ніж метанол та ізопропанол, але також дає осад. У пластах, чутливих до води, рідини на гідрокарбонатній основі кращі, ніж рідини на спиртовій основі.

Емульсійні рідини розриву. Цей вид рідини розриву використовувався протягом багатьох років Навіть деякі перші рідини розриву на нафтовийоснові, були зовні нафтовимиемульсіями. У них багато недоліків і вони використовуються у дуже вузькому спектрі, тому що вкрай високий тиск тертя є результатом властивих їм в'язкості і через відсутність зниження тертя. Ці рідини розриву винайшли в середині 1970-х. Вартісна ефективність нафтовийемульсії має на увазі, що закачана нафтуможе бути здобута назад і продана. Ці емульсії були дуже популярними, коли сира нафтуі конденсат коштували 19$-31$ за м3. Використання емульсій типу " нафтуу воді" спрямовано скорочувалося із зростанням ціни на нафту.

Також у світовій практиці відомі такі види рідин розриву:

Рідини на основі пін, енергетичні рідини розриву, де використовується азот та вуглекислий газрозчиняються у воді.

Реологія рідин

До реологічних властивостей рідин відносяться властивості, що описують перебіг рідин, поглинання їх, здатність, що несе, і т.д. наприклад в'язкість. В'язкість рідини розриву дуже сильно впливає те що, як рідина поглинається породою пласта: густий рідини втрачається менше, ніж невязкой. Нижче наводиться класифікація рідин розриву.

1) Ньютонівські рідини. У таких рідин спостерігається лінійна залежність між напругою зсуву та швидкістю зсуву. Приклади: вода, незагущена сира нафту, Реформат.

2) Неньютонівські рідини.Пластмаси Бінгама - найпростіший різновидненьютонівських рідин. Як і в ньютонівських рідин, тут проявляється лінійна залежність між напругою зсуву та швидкістю зсуву. Однак, для збудження потоку цих рідин потрібна деяка, не нескінченно мала напруга зсуву. приклад: піна.

Розрахунок в'язкості в тріщині прямокутного перерізу:

E=P+5,79x10-3 xQ/HW2 (Сантіпуаз)

де P-пластична в'язкість (Сантіпуаз)

Q-витрата при закачуванні (м3/хв)

H-висота тріщини (м)

W-ширина тріщини (мм)

3) Рідини, що підпорядковуються статечному закону. У таких рідин проявляється "в'язкість, що здається", яка змінюється разом зі зміною витрати (швидкості зсуву). "Здається" в'язкість зменшується при збільшенні швидкості зсуву.

4) Надкритичні рідини. При використанні рідин розриву з високим вмістом CO2 (ГРП сумішшю метанолу і CO2 , ГРП рідким CO2) розрив відбувається при тиску, а найчастіше і температурі, які вищі за критичні параметри для CO2 . У цьому діапазоні при підвищенні тиску збільшується щільність і в'язкість, реологія рідини стає складною для опису.

Вимірювання в'язкості.

Зазвичай вимірювання в'язкості проводиться за допомогою ротаційного віскозиметра Фанна або вирви Марша.

Швидкість зсуву при стандартних оборотах віскозиметра (табл.12).

Таблиця 12

Оберти віскозиметра	Швидкість зсуву
	1022

Регулювання фільтрації рідини

Величина ефективності рідини розриву показує, який обсяг рідини поглинається пластом по відношенню до кількості рідини, що створює тріщину. Наприклад, якщо ефективність рідини дорівнює 0,65 це означає, що 35% рідини втрачається, і лише 65% рідини утворюють об'єм розриву. Спрощено можна сказати, що чим нижче втрати рідини, тим вища її ефективність. Однак, слід пам'ятати, що хоча надмірна фільтрація небажана, від низького поглинання не буде користі, якщо не додати до рідини достатньо проппанта для належного розклинювання тріщини. Нижчий витік рідини також не дасть тріщині швидко зімкнутися і дозволить проппанту випасти зі зваженого стану.

Для кількісної характеристики втрат рідини застосовується коефіцієнт фільтрації, в якому враховано породу пласта, властивості рідини та параметри рідини розриву.

Несуча здатність рідини за проппантом.

Несуча здатність проппанту є функцією подачі насоса, в'язкості, концетрації піску і тертя про поверхню тріщини розриву. Під час гідророзриву на проппант діють як вертикальна, і горизонтальна складові вектора швидкості. Горизонтальна складова зазвичай набагато більше вертикальної, завдяки чому проппант переміщається разом з рідиною. Як тільки робота насоса припиняється, проппант осідатиме доти, доки тріщина не зімкнеться.

Полімерзшиті рідини мають дуже велику в'язкість і утворюють із проппантом майже ідеальну суспензію, що дозволяє заповнити проппантом весь об'єм тріщини. У малов'язких системах, наприклад, в рідкому CO2 для отримання суспензії частинок проппанта використовується турбулентоність.

Тертя.

При проведенні гідророзриву до половини потужності механізмів, зосереджених на майданчику, може витрачатися подолання тертя в НКТ. Деякі рідини виявляють більшу силу тертя, ніж інші. Крім того, тертя тим вище, що менше діаметр труб. Облік тертя рідини та вимоги щодо витрати при проектуванні гідророзриву не менш важливі, ніж обмеження тиску або сумісність із пластом. На підставі інформації з великою кількістюгідророзривів було складено графіки тиску, які допоможуть при проектуванні енергетичних потреб процесу.

Безпека.

При виборі рідини розриву, крім небезпеки високого тиску, присутнього при будь-якому ГРП, слід враховувати також пожежонебезпечність та токсичність рідини.

Видалення та визначення кількості рідини.

Повернення свердловини на видобутокпісля гідророзриву потребує ретельного планування. Якщо тиск на вибої свердловини недостатньо для того, щоб свердловина почала видобувати сама, можна газифікуватирідина, створивши цим додаткову знергію та знизивши статичний тиск. Деякі рідини розриву, як рідкий CO2 або піни, видаляються дуже швидко та з визначенням їхнього обсягу.

Розклинювальні матеріали (пропанти)

Розклинювання виконується з метою підтримати проникність, створену шляхом гідророзриву. Проникність тріщини залежить від низки взаємопов'язаних факторів:

1) типу, розміру та однорідності проппанта;

2) ступеня його руйнування чи деформації;

3) кількості та способу переміщення проппанта.

Деякі найбільш уживані розміри проппантів:

Таблиця 13

Властивості агентів, що розклинюють

1) Розміри та однорідність

Зі зменшенням граничних розмірів частинок матеріалу збільшується навантаження, яким він може протистояти, що сприяє стійкості проникності заповненої тріщини проппантом.

При нульовій напрузі змикання проникність керамічного пропанту 20/40 . Одна з причин цього - однорідніша, порівняно з піском, сферичність керамічних частинок.

Значний вміст дрібних частинок (пилу) у піску може суттєво знизити проникність тріщини розриву. Наприклад, якщо через сито 40 проходить 20% частинок проппанта 20/40 проникність знизиться в 5 разів.

Проникність піску 10/16 приблизно на 50% вище за проникність піску 10 - 20.

Американського НафтовогоІнституту (API RP 56).

2) Міцність

При збільшенні напруги змикання тріщини або горизонтальної напруги в скелеті пластової породи відбувається суттєве зниження проникності проппантів. Як видно з графіків довготривалої проникності проппантів, при напрузі змикання 60 Мпа проникність проппанта 20/40 "CarboProp" значно вища, ніж у звичайного піску. При напрузі змикання вище, ніж у звичайного піску. При напрузі змикання приблизно 32 МПа криві розмірів часток для всіх звичайних пісків швидко падають. Міцність піщаних зерен коливається в залежності від місця походження піску та граничних розмірів частинок.

3) Термохімічна стабільність

Всі проппанти, що застосовуються, повинні бути, по можливості, хімічно інертні. Вони повинні протистояти агресивним рідинам та високим температутам.

4) Вартість

Найдешевшим проппантом є пісок. Високоміцні пропанти, наприклад, агломерований боксит або пісок зі смолистим покриттям, набагато дорожчі. Оцінку їх застосування слід робити на підставі індивідуального економічного аналізупо цій свердловині.

Випробування проникність.

При виборі необхідних типів та розмірів проппанта дуже важливо визначити його проникність. Насамперед при випробуваннях проппантів застосовувалися камери радіальної фільтрації. Проте деякі принципові складності - явища, пов'язані з течіями, що не підкоряються закону Дарсі, і дуже низькі, не піддаються виміру, перепади тиску не дозволяли отримувати надійні результати випробувань. Недосконалість радіальних камер призвела до розробки лінійних камер фільтрації.

Довготривала проникність.

Принциповим недоліком методики АНІ є те, що вона дає результати лише за короткочасною проникністю. На промислах було виявлено, що прогнозна видобутокдуже рідко відповідала фактичною. Тому є багато причин, але головною причиноюбули надто оптимістичні дані щодо короткочасної проникності, використані при прогнозуванні.

Типи пропантів.

Першим матеріалом, який використовувався для утримання тріщини у розкритому стані, був крем'янистий пісок. У міру розвитку технології ставало ясно, що деякі типи піску кращі за інші.

Крім того, було створено штучні пропанти, придатні для використання там, де природні піски непридатні.

1) Керамічні пропанти

Існує два типи керамічних проппантів: агломерований боксит та пропанти проміжної міцності. Проникність останніх близька до проникності агломерованого бокситу, щільність їх нижче, ніж у бокситу, але трохи вище, ніж у піску.

Агломерований боксит - це високоміцний проппант, розроблений компанією "Екссон продакшн рісерч". Виготовляють його із високоякісних імпортних бокситових руд. Процес виготовлення включає подрібнення руди на дуже дрібні частинки, перетворення первинної руди на сферичні частинки потрібного розміру і випалювання в печі при досить високій температурі, що викликає процес агломерації. Кінцевий продукт зазвичай містить 85% Al2O3. Інші 15% складають оксиди заліза, титану та кремнію. Питома щільність його 3,65 проти щільністю піску 2,65. Застосовуються агломеровані боксити переважно у глибоких (глибше 3500 м) свердловинах.

2) Кераміки проміжної щільності

Ці пропанти відрізняються від агломерованих бокситів, насамперед, своїм складом. Вміст оксиду алюмінію в них нижче, вміст кремнію - вище, а питома густина становить 3,15. При тиску до 80 МПа за проникністю вони близькі до агломерованих бокситів. Тому в більшості випадків завдяки нижчій вартості ними замінюють боксити.

3) Кераміки низької щільності

Ці пропанти виготовляються так само, як і інші кераміки. Головна їхня відмінність - склад. Вони містять 49% Al2O3, 45% SiO2, 2% TiO2 та сліди інших оксидів. Щільність цих проппантів дорівнює 2,72, тобто вони найбільш поширені пропанти завдяки їх ціні, міцності щільності, близькій до щільності піску.

Розрахунок гідравлічного розриву пласта

Скласти план проведення гідророзриву пласта, вибрати робочі рідини та оцінити показники процесу для сивучих умов:

Експлуатаційнасвердловина (таблиця 14), родовища.

Таблиця 14

ПОКАЗНИК	ПОЗНАЧЕННЯ	ВЕЛИЧИНА	РОЗМІРНІСТЬ
Глибина свердловини		2100
Діаметр по долоту		0,25
Розкрита товщина пласта		13,5
Середня проникність		9,8*10-8
Модуль пружності порід		2*1010	Па
Коефіцієнт Пуассона		0,25
Середня щільність порід над продуктивним горизонтом		2385,2	кг/м3
Щільність рідини розриву			кг/м3
В'язкість рідини розриву			Па*с
Концентрація піску		1200	кг/м3
Темп закачування		1,2*10-2	м3/с

1.Вертикальна складова гірського тиску:

Ргв = rgL = 2385,6 * 9,81 * 2100 * 10-6 = 46,75 МПа

2.Горизонтальна складова гірського тиску:

Рг = Ргв * n / (1-n) = 46,75 * 0,25 / (1-0,25) = 15,58 МПа

У таких умовах при ГРП слід очікувати утворення вертикальної тріщини.

Запроектуємо гідророзрив рідиною, що не фільтрується. Як рідина розриву та рідини пісконосія використовуємо загущену нафтуз добавкою асфальтину, щільність та в'язкість дано в таблиці. Зміст піску приймаємо (див. таблицю 4.), для розклинювання тріщини заплануємо закачування приблизно 5 т кварцового піску фракції 0,8-1,2 мм, темп закачування (дані в таблиці 4.), що значно більше мінімально допустимого при створенні вертикальних тріщин .

При ГРП безперервно закачують рідину-пісконосій в обсязі 7,6 м3 яка одночасно є і рідиною розриву.

Для визначення параметрів тріщини використовуємо формули, які з спрощеної методики Ю.П.Желтова.

3.Визначимо тиск на вибої свердловини в кінці гідророзриву:

Рзаб/Рг*(Рзаб/Рг-1)3 = 5,25Е2*Q*m/((1-n2)2*Рг2*Vж) =5,25*(2*1010)2*12*10-3 *0,2/(1-0,252)2*(15,58*106)3*7,6) = 2*10-4

Рзаб = 49,4 * 106 = 49,4 МПа

4.Визначаємо довжину тріщини:

l = (VжE/(5,6(1-n2)h(Рзаб-Рг)))1/2 = (7,6*2*1010/(5,6*(1-0,252)*13,5*) (49,4 - 15,58) * 106)) 1/2 = 31,7 м

5.Визначаємо ширину (розкритість) тріщини:

w = 4 (1-n2) * l * (Рзаб-Рг) / E = 4 * (1-0,252) * 31,7 * (49,4-15,58) * 106/1010 = 0,0158 м = 1,58 см

6.Визначимо поширення рідини-пісконосія в тріщині:

L1 = 0,9 * l = 0,9 * 31,7 = 28,5 м

7.Визначимо залишкову ширину тріщини, приймаючи пористість піску після її закриття m=0,2:

W1 = wno/(1-m) = 1,58 * 0,107 / (1-0,3) = 0,73 см

8.Визначаємо проникність тріщини такої ширини:

Kт = w21/12 = 0,00732/12 = 4,44 * 10-6 м2

Гідророзрив будемо проводити через НКТ із внутрішнім діаметром d = 0,076 м, ізолюючи продуктивний пласт пакером із гідравлічним якорем.

Визначимо параметри ГРП.

1.Втрати тиску на тертя при русі рідини-пісконосія за НКТ.

Rж = rн(1-no)+rпес*no = 930*(1-0,324)+2500*0,324 = 1439 кг/м3

Число Рейнольдса

Re = 4Qrж/(pdmж) = 4*12*10-3*1439/(3,14*0,062*0,56) = 516,9

Коефіцієнт гідравлічного опору

L = 64/Re = 64/633,7 = 0,124

За Ю.В.Желтову, за наявності піску в рідині при Re>200 відбувається рання турбулізація потоку, і втрати на тертя при Re=516.9 і no = 0,324 зростають у 1,52 рази:

16Q2L 1,52 * 0,124 * 16 * (12 * 10-3) 2 * 2100 * 1439

Рт = 1,52l¾¾¾ rж = ¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾¾ = 26 МПа

2p2d5 2*3,142*0,0765

2. Тиск, який потрібно створити на гирлі при ГРП:

Ру = Рзаб-rжgL + Рт = 49,4-1439 * 9,81 * 2100 * 10-6 + 26 = 45,9 МПа

3.Робочі рідини гідророзриву в свердловину закачують насосними агрегатами 4АН-700 (табл. 15)

14,6

Необхідна кількість насосних агрегатів:

N = РуQ / (РаQakтс) +1 = 45,9 * 12 / (29 * 14,6 * 0,8) + 1 = 3

Де Робочетиск агрегату;

Qa - подача агрегату при цьому тиску

kтс – коефіцієнт технічного стану агрегату залежно від терміну служби kтс = 0,5 – 0,8

4.Об'єм рідини для продавки рідини-пісконосія:

Vп = 0,785 * d2L = 0,785 * 0,0762 * 2100 = 9,52 м3

5. Тривалість гідророзриву:

t = (Vж + Vп) / Qа = (7,6 +6,37) / (14,6 * 10-3 * 60) = 19,5 хв.

Техніка та технологія гідравлічного розриву пласта

Технологія ГРП включає такі операції: промивання свердловини; спуск у свердловину високоміцних НКТ з пакером та якорем на нижньому кінці; обв'язування та опресування на визначення прийомистості свердловини закачуванням рідини; закачування по НКТ у пласт рідини-розриву, рідини-пісконосія та продавочної рідини; демонтаж обладнаннята пуск свердловини у роботу.

За технологічними схемами проведення розрізняють одноразовий, спрямований (поінтервальний) та багаторазовий ГРП.

При одноразовому гідророзриві під тиском рідини, що закачується, виявляються всі розкриті перфорацією пласти одночасно, при спрямованому - лише обраний пласт або пропласток (інтервал), що має, наприклад, занижену продуктивність, а при багаторазовому ГРП здійснюється вплив послідовно на кожен окремо пласт або пропласток.

Проектування технології ГРП переважно зводиться до наступного. Щодо конкретних умов вибирають технологічну схемупроцесу, робочі рідини та розклинювальний агент. При одноразовому ГРП, з досвіду, приймають 5-10т піску. Концентрацію піску в носії встановлюють залежно від її здатності, що утримує. За використання води вона становить 40-50кг/м3. Тоді за кількістю та концентрацією піску розраховують кількість рідини-пісконосія. З досвідчених даних зазвичай використовують 5-10м3 рідини-розриву. Обсяг продавочної рідини дорівнює обсягу обсадної колони і труб, якими проводиться закачування в пласт рідини-пісконосія.

Мінімальна витрата закачування рідини повинна становити не менше 2м3/хв і може бути оцінена при утворенні вертикальної та горизонтальної тріщин відповідно за формулами:

.

де Qгор - хв. витрати, л/с; h - Товщина пласта, см; Wверт, Wгор - ширина верт. та гір. тріщини, див; µ - в'язкість рідини, мПа х; Rт - радіус гориз. тріщини, див.

Тиск ГРП пласта встановлюють за досвідом або оуенюють за формулою:

РГРП = рr + sр

де РГРП - заб. тиск розриву пласта; рr = Hrпg - Гірський тиск; sр – міцність породи пласта на розрив за умов всебічного стискування; H – глибина залягання пласта; rп - середня щільність вище гірських порід, що дорівнює 2200-2600 кг/м3, в середньому 2300 кг/м3; g – прискорення вільного падіння.

Тиск нагнітання на гирлі свердловини:

РУ = рГРП + Δртр - рс

де Δртр - втрати тиску на тертя в трубах; рс – гідростатичний тиск стовпа рідини у свердловині.

Якщо тиск нагнітання рУ більший за допустимий гирловий тиск рУдоп, то на НКТ над покрівлею продуктивного пласта встановлюють пакер якорем. Допустимий тиск рУдоп приймається як найбільший із двох тисків, обчислених за формулою Ламе та з використанням формули Яковлєва-Шумілова.

В осадових гірських породах зазвичай утворюються субвертикальні тріщини, довжина яких досягає перших десятків метрів, а розкриття - кількох мм, рідше див. ГРП викликає зростання дебітів у 1,5-2 рази і більше. Для підвищення ефективності ГРП у карбонатних породах його поєднують із кислотною обробкою порід. Тиск розриву погано піддається теоретичному передбаченню, оскільки залежить від багатьох причин: напруги в породі, її міцності, вже існуючої тріщинуватості, кута нахилу пласта і т.д. Зазвичай надлишковий тиск підбирається емпірично і коливається від 01 до 15 (в середньому приблизно 08) гідростатичного.

Для проведення ГРП свердловина обладнується відповідним чином. До її гирла підключаються високопродуктивні насоси, здатні розвинути необхідний надлишковий тиск. Всередину обсадних труб опускаються насосно-компресорні труби, обладнаніу нижній частині пакером (рис. 1). Затрубний простір обсадної колони вище інтервалу ГРП повинен бути надійно зацементований.

За дотримання всіх технологічних вимог та сприятливих умов для ГРП ефект його безсумнівний.

Спеціальні агрегати та технічні засоби, що застосовуються при ГРП

Організація гідророзриву полягає у приготуванні відповідних реагентів як рідини гідророзриву і наступного закачування її в продуктивну зону з низьким витратою і під високим тиском для того, щоб розклинити породу, утворити в результаті тріщину як результат гідравлічного впливу. Насамперед чиста рідина (буфер) закачується в свердловину для ініціювання тріщин та її просування в пласті. Після цього суспензія продовжує розвивати тріщину.

Підготовка рідини ГРП проводиться на кущі свердловин безпосередньо перед закачуванням її в пласт. Система підготовки рідини ГРП включає: пісковоз, ємність з нафтоюабо дизпаливом, змішувальний агрегат (блендер). Обв'язування системи має 1,5-кратний запас міцності.

Перед початком ГРП, обладнаннята обв'язування опресовуються на робочий тиск. Управління безпосередньо ГРП здійснюється через комп'ютерний центр, який має автоматичний захист від можливих аварій (поривів обв'язки). У разі аварії комп'ютерний центр автоматично відключає насоси, зворотні клапани обв'язки закривають зворотний перебіг рідини біля свердловини та перед кожним насосним агрегатом. Скидання тиску проводиться у вакуумну установку, що входить до комплекту. обладнанняГРП та постійно включену в обв'язку. Ця ж вакуумна установка збирає залишки рідкої кістки в обв'язці та насосах після ГРП, з метою виключення проток на грунт при демонтажі ліній. Скидання тиску із затрубного простору здійснюється в ємність ЦА-320, постійно підключеної до гирла свердловини через хрестовину фонтанної арматури.

Для виробництва ГРП використовується наступна техніка (на прикладі області родовищ, що розглядається):

1. КРАЗ-250 ЦА

2. Урал-4320 пожежна машина

3. Кенворд пісковоз

4. Кенворд хім. фургон.

5. Кенворд блендер

6. Кенворд насосна установка

7. Кенворд цемент агрегат

8. Кенворд-трубовоз

9. Форд-350 лабораторія

10. УАЗ-3962 санітарний фургон

11. К-700 вакуумне встановлення

Техніка Кенворд обладнанаспеціальними фільтрами, що уловлюють викиди.

Підземне обладнання, що застосовується при ГРП

Глушення свердловини виконується спеціальним сольовим розчином, який готується на розчинному вузлі.

Застосовувана технологія виключає попадання розчину на поверхню ґрунту та найближчі водоймища. При підготовці свердловини до ГРП для виключення можливих викидів рідини глушіння і свердловини продукції гирло останньої обладнується превенторними установками «Nydril».

При підготовці до ГРП для закачування рідини свердловину спускається колона НКТ діаметром 89 мм. Затрубний простір (обсадна колона та НКТ 89 мм) герметизується встановленим у зоні ГРП пакером. Установка пакера перевіряється опресовуванням затрубного простору водою робочий тиск обсадної колони через ЦА-320.

Гирло свердловини для проведення ГРП обладнується двома засувками "Хамера" (робоча та дублююча).

Рідина розриву та агенти, що розклинюють.

Для гідророзриву найкраще застосовувати рідину, яка не містить водної фази. За технологією має використовуватися солярка, але частіше знаходить застосування нафту(як доступніший і відносно дешевий продукт) з активатором гелеутворення та деструктором, а також ПАР - понизителем тертя. Співвідношення спеціальних добавок залежить від температури об'єкта (пласту) подальшої обробки. Так, система ROG-4 застосовується для високих (понад 80оС) температурних умов, ROG-5 відповідно для низьких. Кожен із зазначених видів рідини залежно від температури середовища має оптимальні реологічні властивості. Використовується певна постійно діюча система вимірювання параметрів рідини та регулювання її значень спеціальними добавками, визначеними на базі комп'ютерних розрахунків, що проводяться на свердловині. Структуйована рідина є оптимальною для перенесення закріплюючого матеріалу, до того ж вона практично не взаємодіє з породою і флюїдами, що насичують. Відсутність у її складі водної фази виключає можливість (при деструкції гелю) негативного впливу на характер насичення пластового середовища, що контактує з нею. Фізичні властивості рідини характеризуються такими показниками: густина - 0,85 т/м3, в'язкість - 90 Мпа.с, коефіцієнт консистенції - 0,3. Для закріплення тріщини закачується високоміцний (витримує тиск щонайменше 70 Мпа) штучний термічний продукт (пропант) алюмосилікатного складу. Застосовуваний матеріал практично одного розміру (20/40 меш.), Зерна досить досконалі, круглі, середній коефіцієнт сферичності 0,9. Це забезпечує високу фільтраційну здатність (близько 200 дарсі) навіть при щільній упаковці і зовнішньому тиску 50 Мпа.

Критерії вибору свердловин щодо ГРП.

Для проведення ГРП перевага надається свердловинам, що задовольняють встановленим нижчепереліченим критеріям. Останні у комплексі дозволяють з високою ймовірністю забезпечити інтенсифікацію видобутку нафти. Залежно від початкової проникності пласта і стану привибійної зони свердловини критерії згруповані за двома нижченаведеними позиціями.

1. Колектори низькопроникні (ГРП забезпечує збільшення фільтраційної поверхні), при цьому повинні дотримуватися наступних критеріїв.

1.1. ефективна товщина пласта не менше ніж 5 м;

1.2. відсутність у продукції свердловин газуз газовийшапки, а також закачуваної або законтурної води;

1.3. продуктивний пласт, що піддається ГРП, відокремлений від інших проникних пластів непроникними розділами, товщиною понад 8-10м;

1.4. віддаленість свердловини від ДНК і ВНК має перевищувати відстань між видобувними свердловинами;

1.5. накопичений відбір нафтизі свердловини не повинен перевищувати 20% від питомих запасів;

1.6. розчленованість продуктивного інтервалу (що піддається ГРП) - трохи більше 3-5;

1.7. свердловина має бути технічно справна, як стан експлуатаційноїколони так і зчеплення цементного каменю з колоною та породою має бути задовільним в інтервалі вище та нижче фільтра на 50м

1.8. проникність пласта не більше 0,03 мкм2 при в'язкості нафтиу пластових умовах не більше 5 МПа.с.

2. Гідравлічний розрив пласта в колекторах середньої та низької проникності для інтенсифікації видобутку нафтиза рахунок ліквідації підвищених фільтраційних опорів у привибійній зоні.

2.1. початкова продуктивність свердловини значно нижча за продуктивність навколишніх свердловин;

2.2. наявність скін-ефекту на КВД;

2.3. обводненість продукції свердловин має перевищувати 20%;

2.4. продуктивність свердловини має бути нижчою або трохи відрізнятися від проектно-базової.

Як випливає з вищевикладеного, наведені критерії дозволяють провести різнобічну попередню експертну оцінкукожної свердловини з технічної, технологічної та геолого-промислової позицій.

При неухильному їх виконанні з високою ймовірністю проглядається технологічна успішність операцій ГРП та відповідне отримання додаткової видобутку нафти. Реалізований обсяг останньої, безумовно, повинен компенсувати матеріальні витратидля проведення ГРП.

Технологія проведення ГРП.

Приклад родовищ АТ «Томскнефть» розглянемо технологію проведення ГРП.

Технологія проведення процесу така. Проводиться запакування експлуатаційноїколони на 15-20 метрів вище за покрівлю інтервалу перфорації, інтервал пакерування вибирається за діаграмою МЛМ.

Гирло свердловини обладнується гирловою арматурою АУ-700. Затрубний простір опресовується на тиск 15 МПа для перевірки герметичності пакера. Надалі при проведенні процесу тиск на затрубному просторі на рівні тиску опресування з метою зниження навантаження на гумові манжети, що створюється підпакерним тиском під час проведення процесу.

Для проведення ГРП використовується 8 насосних агрегатів, причому 6 із них зайняті на проведенні процесу, 2 працюють у холостому режимі.

Нагнітання емульсії провадиться при тиску розриву при загальній продуктивності агрегатів 1,8 м3/хв. У потік рідини, що закачується, подається закріплюючий матеріал з концентрацією 150 кг/м3, яка поступово збільшується і в останні 20 хв становить 500 кг/м3. Пісок попередньо затарюється в піскозмішувачі УСП-50 і подається на патрубок 4АН-700, що всмоктує, агрегатом ЦА-320. Після припинення подачі піску проводиться закачування рідини 20 м3 при темпі 2,4 м3/хв.

Засувка на буфері закривається після проведення процесу, гирло свердловини обладнується манометром і знімається крива падіння тиску, інтерпретація якої дозволяє визначити радіус тріщини.

З техніки використовувалися піскозмішувачі та агрегати ЦА-820 та АН-700, які дозволяють підняти тиск на гирлі свердловини до 45-60 МПа. Проте, при тисках 60 МПа агрегати АН-700 експлуатувалися межі своїх можливостей, тобто. при значних глибинах і щільному продуктивному пласті виникають технічні обмеження тиску, і відповідно витраті рідини.

При досягненні згаданих величин зазвичай відбувається гідророзрив пластів. Зазначений діапазон тисків зумовлювався відмінністю літолого-фізичних, а в основному, характеристиками міцності пластів і напругами в породі. Тому створені ГРП тріщини спрямовані у вертикальному напрямі.

За вітчизняною технологією для здійснення розриву та перенесення матеріалу, що закріплює тріщину, використовується спеціальна композиційна рідина, де в амонізований водний розчин нітрату кальцію (АРНК), що становить 55-65 % від загального об'єму рідини (близько 100 м3), додавали 30-43%. нафтита 1,5-3,0% емульгатора. Тип застосовуваного емульгатора, своєю чергою, залежав від температури зовнішнього повітря.

Поліемульсія АРНК характеризується підвищеними фізичними характеристиками: густина 1,18-1,24 т/м3, в'язкість - 120-150 Мпа.с, коефіцієнт консистенції - 0,8. Підвищені в'язкість та консистенція рідини передбачалися, щоб забезпечити перенесення піску, що використовується з метою закріплення тріщини, обсяг якого постійний і становить близько 20 т. Максимальна концентрація піску рідини досягала 500 кг/м3. Для кращого розкриття тріщин і виключення випадання піску на забій свердловини була потрібна висока швидкість прокачування, яка виявилася технічно здійсненною лише на рівні 2,4 м3/хв.

Як розклинюючий агент використовувався привізний кварцовий пісок.

Застосування при проведенні ГРП вітчизняної технології не дало задовільних результатів, тому в даний час на родовищах району ГРП проводиться СП "Вах Фракмастер Сервісіз" за зарубіжною технологією та із застосуванням досконалішої техніки.

За зарубіжною технологією для закачування використовується спеціальне насосне. обладнання: ежекторні плунжерні горизонтальні трициліндрові насоси зі змінною гідравлічною частиною (від 3" до 71/2,"), що розвивають тиск до 100 Мпа і витрата 2,5 м3/хв.

Встановлено теоретичні (підтверджені експериментально) залежності геометричних розмірів тріщини: довжина х висота (площа поширення розриву), ширина від в'язкості, кількості рідини, що закачується, тиску і темпів закачування. Їх досить складна взаємозв'язок відбито і вирішується лише на рівні комп'ютерного моделювання як проведення робіт на свердловині, і у процесі.

Насосами забезпечується висока швидкість прокачування рідини 5,5 м3/хв і при відносно невеликій щільності пропанту (1,6 т/м3) в процесі операції витримується досить висока (до 1000 кг/м3) концентрація закріплювального матеріалу, що переноситься.

Через певний розрахунковий час, у міру переходу (під дією деструктора) з гелеподібного стану в більш рухливий рідкий, закачаний флюїд поступово видаляється з тріщини.

З вищевикладеного випливає, що СП "Вах фракмайстер Сервісіз" і спеціалізовані тільки для ГРП спецоброблені рідини, що закріплює матеріал, а також техніка і технологія за багатьма показниками вигідно відрізняються від вітчизняної. Це разом забезпечує більший як початковий, і накопичений приріст видобутку нафти. Як переважні вбачаються такі основні фактори:

Відсутність у рідині ГРП водної фази;

Високі фільтраційні властивості закріплюючого матеріалу, що забезпечується сферичністю зерен та однорідністю фракції;

Технологічна та технічна можливість проводити ГРП із встановленою довжиною та шириною тріщин. Теоретично встановлено, що за низьких темпів закачування рідини ГРП (близько 2,5 м3/хв) утворюються довгі (до 300 м) тріщини. Для формування щодо коротких і широких тріщин необхідні вдвічі більші темпи закачування рідини. Наявність довгих тріщин, як відомо, може сприяти небажаним передчасним проривам вод, що закачуються.

Крім викладеного важливим є і істотна відмінність у черговості операцій при пуску свердловини в роботу. Так, безпосередньо після ГРП за зарубіжною технологією проводиться відпрацювання свердловини на вилив через різні штуцери у зростаючій послідовності їх діаметрів: 2, 4, 8 мм; цим забезпечується плавне збільшення депресії в привибійній зоні, що супроводжується винесенням рідини гідророзриву, зміцненням гірським тиском пропанту в тріщині і підключенням до роботи об'єкта розробки. Як випливає з вищевикладеного, у всьому процесі робіт ГРП в середу колектора привибійної зони ззовні водна фаза не привноситься, що сприяють руху та витягу нафтовийфази.

Іншим методом проводиться ГРП за вітчизняною технологією. Відразу після проведення ГРП здійснюється глушіння свердловини солоним розчинів з наступним зривом пакера та підйомом НКТ. Потім спускається насосне обладнанняі починається експлуатаціясвердловини. Таким чином, за вітчизняною технологією весь процес від початку ГРП до наступного пуску свердловини в роботу майже завжди супроводжується присутністю в привибійній зоні та тріщини водної фази.

Загальновідомо негативний вплив на продуктивність процесу глушіння свердловин, причому ступінь цього впливу пропорційна до часу впливу рідини на зону пласта. На родовищі, що розглядається, для глушіння свердловин застосовується сольовий розчин і, залежно від величини пластового тиску в районі свердловини, щільність зазвичай коливається близько 1,18 т/м3 (мінералізація - 300 г/л).

У промисловій практиці розчин належним чином не фільтрується, тому в свердловину закачується багато сторонніх речовин піщано-глинистого складу. Утримання їх настільки велике, що нерідко є причиною виходу з насосного ладу обладнання. Звідси нескладно уявити ступінь кольматації проникних прошарків в інтервалі перфорації, тріщини гідророзриву та неминучого зниження за рахунок цього продуктивності свердловин.

Оцінка технологічної ефективності проведення ГРП

Відповідно до прийнятої в даний час класифікації сучасних методів збільшення нафтовіддачіпластів гідророзрив відноситься до групи фізичних методів.

Технологічна ефективність застосування методів збільшення нафтовіддачіхарактеризується:

Додатковий видобутком нафтиза рахунок підвищення нафтовіддачіпласта;

Поточної додаткової видобутком нафтиза рахунок інтенсифікації відбору рідини із пласта;

Скороченням обсягу води, що водночас добувається. Додатково здобута нафтуза встановлений період часу визначається арифметичною різницею між фактичною свердловин з ГРП та розрахунковою здобиччюбез проведення ГРП (базова видобуток).

При підрахунку видобутку нафтиза минулий період основне завдання полягає лише у правильному визначенні базової видобутку нафти.

Одним із методів є варіантний розрахунок технологічних показників розробки, що базується на фізично змістовних математичних моделях. У цьому випадку досить надійна адаптація розрахункових показників до фактичних можлива за наявності вихідних фізичних параметрів та тривалої історії експлуатації. При надійній адаптації метод дозволяє визначати зміни видобуткуза групами свердловин, покладів та особливо привабливий можливістю кількісної оцінки взаємовпливу (інтерференції) свердловин. Точність результатів залежить як від надійності та повноти вихідної інформації, так і можливостей математичної моделі.

Що ж до розрахункових методів оцінки, то, з конкретної ситуації, слід зазначити таке. Свердловини з ГРП розосереджені практично на всій території великого родовища. Створення розрахункової моделі об'єктів навіть у окремих площах пов'язані з величезним обсягом робіт і залученням потужної обчислювальної техніки. До того ж, до теперішнього часу за свердловинами є дуже мізерна геолого-фізична та геолого-промислова інформація, частина якої схильна до змін у процесі експлуатаціїсвердловин у часі. У результаті, значною мірою ускладнюється адаптація розрахункової моделі та отримання надійних прогнозних технологічних показників розробки. У цьому представляється, що результати найбільш прийнятні чи страждають найменшою похибкою для відносних оцінок взаємовпливу свердловин, тобто. їх інтерференції.

У висновку можна відзначити, що ГРП дозволяє вирішувати такі завдання:

1) підвищення продуктивності (прийнятості) свердловини за наявності забруднення привибійної зони або малої проникності колектора;

2) розширення інтервалу припливу (поглинання) при багатопластовій будові об'єкта;

3) інтенсифікація припливу нафтинаприклад, з використанням гранульованого магнію; ізоляція припливу води; регулювання профілю прийомистості і т.д.

Вступ

1. Гідравлічний розрив пласта як підтримання продуктивності свердловин

2. Сутність методу гідравлічного розриву пласта

2.1 Проведення ГРП

2.2 Кошти проведення ГРП

3 Технологія та техніка проведення ГРП

4 Вибір технології ГРП

5 Устаткування, що використовується при ГРП

6 Приклад розрахунку гідравлічного розриву пласта

Висновок

Список використаної літератури

ВСТУП

Вилучення нафти з пласта та будь-який вплив на нього здійснюється через свердловини. Привибійна зона свердловини (ПЗС) – область, де всі процеси протікають найбільш інтенсивно. Тут, як у єдиний вузол, сходяться лінії струмів при вилученні рідини або розходяться – при закачуванні. Від стану привибійної зони пласта істотно залежать ефективність розробки родовища, дебіти видобувних, придатність нагнітальних і та частка пластової енергії, яка може бути використана на підйом рідини безпосередньо в свердловині.

Механічні методи впливу ефективні у твердих породах, коли створення додаткових тріщин у ПЗЗ дозволяє долучити до процесу фільтрації нові віддалені частини пласта.

Одним із найпоширеніших методів інтенсифікації видобутку нафти або газовіддачі є гідравлічний розрив пласта (ГРП).

Його використовують для створення нових тріщин як штучних, так і для розширення старих (природних), з метою покращення сполученості зі стовбуром свердловини та збільшення системи тріщин або каналів для полегшення припливу та зниження енергетичних втрат у цій обмеженій області пласта.

Гідравлічний розрив пласта проводиться при тисках, що доходять до 100 МПа, з великою витратою рідини та при використанні складної та різноманітної техніки.

1. ГІДРАВЛИЧНИЙ РОЗРИВ ПЛАСТА ЯК ЗАСІБ ПІДТРИМАННЯ ПРОДУКТИВНОСТІ СВЕРДЛОВИН

Сутність методу гідравлічного розриву пласта полягає в тому, що на вибої свердловини шляхом закачування в'язкої рідини створюються високі тиски, що перевищують в 1,5-2 рази пластовий тиск, в результаті пласт розшаровується і в ньому утворюються тріщини.

Промислова практика показує, що продуктивність свердловин після гідравлічного розриву збільшується іноді кілька десятків разів. Це свідчить про те, що тріщини, що утворилися, з'єднуються з існуючими раніше, і приплив рідини до свердловини походить з віддалених ізольованих від свердловини до розриву пласта високопродуктивних зон. Про розкриття природних чи освіті штучних тріщин у пласті судять за графіками зміни витрати Q та тиску P при здійсненні процесу. Утворення штучних тріщин на графіку характеризується падінням тиску при постійному темпі закачування, а при розкритті природних тріщин витрата рідини розриву зростає непропорційно до зростання тиску.

Гідравлічний розрив пласта здійснюється для підтримки продуктивності свердловин так, як показала практика проведення ГРП вигідніше, ніж будівництво нової свердловини як з економічного боку, так і з точки зору розробки. Але проведення гідравлічного розриву вимагає дуже ретельного вивчення термодинамічних умов та стану привибійної зони свердловини, складу порід і рідин, а також систематичного вивчення накопиченого промислового досвіду на даному родовищі. Здійснення гідравлічного розриву пласта рекомендується у наступних свердловинах:

1. Дали при випробуванні слабкий приплив

2. З високим пластовим тиском, але з низькою проникністю колектора

3. Із забрудненою привибійною зоною

4. Із заниженою продуктивністю

5. З високим газовим фактором (порівняно з оточуючими)

6. Нагнітальних з низькою ємністю

7. Нагнітальних для розширення інтервалу поглинання

Метою проведення гідравлічного розриву є збільшення продуктивності свердловин з впливом на привибійну зону свердловини – зміна властивостей пористого середовища та рідини (властивості пористого середовища змінюються при гідророзриві за рахунок утворення системи тріщин).

Припустимо, що успіх чи неуспіх гідророзриву ми пов'язуємо з двома факторами: попереднім дебітом свердловини та товщиною пласта. Насправді ефективність гідророзриву залежить, звичайно, не від двох, а від багатьох факторів: тиску рідини, що нагнітається, темпу закачування, відсотка піску в цій рідині і т.д.

2. СУТНІСТЬ МЕТОДУ ГРП

Гідравлічний розрив пласта проводиться наступним чином: проникний пласт закачується рідина при тиску до 100 МПа, під дією якого пласт розщеплюється, або по площинах напластування, або вздовж природних тріщин. Для попередження змикання тріщин при знятті тиску в них разом з рідиною закачується великий пісок, що зберігає проникність цих тріщин, що у тисячу разів перевищує проникність непорушеного пласта.

Для попередження змикання тріщин, що утворилися в пласті, і збереження їх у розкритому стані після зниження тиску нижче тиску розриву в тріщини, що утворилися, нагнітають разом з рідиною відсортований крупнозернистий кварцовий пісок. Подача піску обов'язкова як у новостворені, так і в тріщини, що існували в пласті, розкриті при гідророзриві. Як свідчать дослідження, у процесі гідравлічного розриву виникають тріщини шириною 1-2 мм. Радіус їх може досягати кількох десятків метрів. Заповнені крупнозернистим піском тріщини мають значну проникність, в результаті чого після гідророзриву продуктивність свердловини збільшується в кілька разів.

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) проводять для утворення нових або розкриття вже існуючих тріщин з метою підвищення проникності привибійної зони пласта та збільшення продуктивності свердловини.

Гідравлічний розрив пласта одержують у результаті закачування рідини в пласт під високим тиском. Для запобігання змиканню після закінчення операції та зниження тиску до початкового в них разом із рідиною закачують пористий матеріал – кварцовий пісок, корунд.

Одним з найважливіших параметрів проведення ГРП є тиск гідророзриву, при якому утворюються тріщини породи. В ідеальних умовах тиск розкриття рр має бути меншим за гірський тиск рг, що створюється товщею вищих порід. Однак у реальних умовах може виконуватися нерівність рг*рп< рр, что объясняется наличием в пласте глинистых пропластков, обладающих пластичными свойствами. В процессе бурения, когда цикл скважины не обсажен, под действием веса вышележащих пород может произойти выдавливание глины из пласта в скважины и частичное разгружение пласта, расположенного под глинистыми пропластками, что и приводит к снижению давления гидроразрыва.

Таким чином, тиск розриву залежить від попереднього експлуатації свердловин буріння. Тому розрахувати тиск розриву не можна. Однак при подібних технологіях проведення свердловин на цій площі можна говорити про середній тиск розриву, визначаючи його за даними гідророзриву сусідніх свердловин.

2.1 Проведення гідророзриву

Гідророзрив проводять за такою технологією. Спочатку під великим тиском закачують рідину розриву. Після розриву пласта для закріплення тріщин закачують рідину з піском. Зазвичай і рідина розриву, і рідина-пісконосій при обробці свердловин, що добувають, готують на вуглеводневій основі, при обробці нагрівальних свердловин - на водній. Як правило, для цих цілей використовують різні емульсії, а також вуглеводневі рідини та водні розчини. Концентрація піску в рідині-пісконосії зазвичай коливається в межах від 100 до 500 кг/м3 і залежить від її фільтрації та утримуючої здатності.

Механізм гідравлічного розриву пласта, т. е. механізм освіти у ньому тріщин, то, можливо представлений в такий спосіб. Всі породи, що складають той чи інший пласт, мають природні мікротріщини, які знаходяться в стислому стані під впливом ваги товщі порід, що лежать вище, або, як це прийнято називати, гірського тиску. Проникність таких тріщин невелика. Всі породи мають деяку міцність. Тому для утворення в пласті нових тріщин та розширення існуючих необхідно зняти в породах пласта напруги, що створюються гірським тиском, та подолати міцність порід на розрив.

Тиск розриву навіть у межах одного пласта непостійний і може змінюватися в широких межах. Практикою підтверджено, що в більшості випадків тиск розриву Pp на вибої свердловини нижчий за гірський тиск і становить (15...25) * Н, кПа (1,5...2,5 кгс/см2).

Тут Н - глибина свердловини в м.

Для малопроникних порід цей тиск можна досягти при закачуванні малов'язких рідин розриву з обмеженими швидкостями закачування. Якщо породи високопроникні, потрібна більша швидкість нагнітання, а при обмеженій швидкості нагнітання необхідно використовувати рідини підвищеної в'язкості. Нарешті, для досягнення тиску розриву у разі особливо високої проникності порід пласта слід застосовувати ще більші швидкості закачування високов'язких рідин. Процес гідравлічного розриву пласта складається з наступних операцій, що послідовно проводяться: 1) закачування в пласт рідини розриву для утворення тріщин; 2) закачування рідини-пісконосія з піском, призначеним для закріплення тріщин; 3) закачування продавочної рідини для продавлювання піску в тріщини.

2.2 Кошти проведення ГРП

Зазвичай як рідина розриву і рідини-пісконосія застосовують одну і ту ж рідину, тому їх об'єднують під однією назвою - рідина розриву. Для гідравлічного розриву пласта застосовують різні робочі рідини, які за фізико-хімічними властивостями можна розділити на дві групи: рідини на вуглеводневій основі та рідини на водній основі.

Як вуглеводневі рідини застосовують нафту підвищеної в'язкості, мазут, дизельне паливо або гас, загущені нафтеновими милами.

До розчинів, які застосовуються в нагнітальних свердловинах, відносяться: водний розчин сульфіт спиртової барди, розчини соляної кислоти, вода, загущена різними реагентами, а також загущені розчини соляної кислоти.

Процес розриву великою мірою залежить від фізичних властивостей рідини розриву і, зокрема, від в'язкості, фільтрації та здатності утримувати зерна піску у зваженому стані.

До рідини розриву висуваються такі вимоги. По-перше, вона повинна бути високов'язкою, щоб не відбулося її швидке проникнення в глиб пласта, інакше підвищення тиску поблизу свердловини буде недостатнім. По-друге, за наявності у розрізі свердловини кількох продуктивних пропластків необхідно забезпечити по можливості рівномірний профіль прийомистості. Для цього ньютонівські рідини не підходять, так як кількість рідини, що надходить, в кожен пропласток буде пропорційно його проникності. Тому краще будуть оброблятися високопроникні пропластки і, отже, ефект проведення гідророзриву буде знижений. Для гідророзриву необхідно використовувати рідину, яка залежить від швидкості фільтрації. Якщо зі збільшенням швидкості фільтрації в'язкість зростає, то при русі у високопроникному пропластуванні в'язкість рідини буде вищою, ніж у низькопроникному. В результаті профіль прийомистості стає рівномірнішим. Подібною фільтраційною характеристикою і мають в'язкопружні рідини, закон фільтрації для якої може бути записаний у вигляді.

V=(kDp)/(mk L),………………………………………….................(1)

де mk - в'язкість, що здається, визначається за формулою

mk/mo = 1 + A Dp/L,…………………………………………….(2)

mo - гранична в'язкість рідини, що здається, при v ® 0; A - константа, яка від в'язкопружних властивостей рідини (при A=0 отримуємо закон Дарсі).

2.3 Необхідні параметри щодо ГРП

При закачуванні рідини в два шари з проникністю k1 і k2 відношення рухливостей при однакових градієнтах тиску дорівнює

(k/mk)1: (k/mk)2 = k1 /k2 * (1+A (Dp/L)*)/1+A(Dp/L)*),…….(3)

Нехай, наприклад, A(Dp/L)*) =2

Тоді за k1 /k2 =25 A (Dp/L)*=0,4

І відношення рухливостей дорівнює приблизно 11,7 замість 25.

Для гідророзриву в свердловину спускають труби, якими Рідина надходить у пласт. Для запобігання обсадній колони від великих тисків над шаром, що розривається, встановлюють пакер, а для підвищення герметичності над ним - гідравлічний якір. Під впливом тиску поршні якоря розсуваються і притискаються до обсадної колони, запобігаючи зсуву пакера.

При дуже низькій в'язкості рідини розриву для досягнення тиску розриву потрібно закачування в пласт великого об'єму рідини, що пов'язано з необхідністю використовувати кілька насосних агрегатів, що одночасно працюють.

При високій в'язкості рідини розриву для утворення тріщин необхідні високі тиски. Залежно від проникності порід оптимальна в'язкість рідини розриву коливається не більше 50-500 сП. Іноді при закачуванні через обсадну колону використовують рідину з в'язкістю до 1000 і навіть до 2000 сП.

Рідина розриву повинна бути слабофільтрующейся і мати високу утримуючу здатність щодо зваженого в ній піску, що попереджає можливість осідання його в циліндрах насоса, елементах обв'язки, трубах і на вибої свердловини.

При цьому досягаються збереження постійної концентрації піску в рідині розриву і хороші умови для перенесення його в глибину тріщини. Фільтрування перевіряють на приладі з визначення водовіддачі глинистого розчину. Низькою вважається фільтрування менше 10 см3 рідини за 30 хв.

Здатність рідини розриву утримувати пісок у зваженому стані знаходиться у прямій залежності від в'язкості.

Більш в'язкі рідини, як, наприклад, мазути, мають задовільну в'язкість за температури нижче 20°С; сирі нафти і вода, мають низьку в'язкість, у більшості випадків добре фільтруються, і їх не рекомендується чисто використовувати при гідророзриві пласта.

Підвищення в'язкості, як і зменшення фільтрації рідин, що застосовуються при гідророзриві пластів, досягається введенням в них відповідних загусників. Такими загусниками для вуглеводневих рідин є солі органічних кислот, високомолекулярні та колоїдні сполуки нафт (наприклад, нафтовий гудрон) та інші відходи нафтопереробки.

Значну в'язкість і високу пісконесучу здатність мають деякі нафти, гасово-кислотні, нафтокислотні, а також водо-нафтові емульсії. Ці рідини використовують як рідину розриву і рідини-пісконосія при розриві пластів у нафтових свердловинах.

У нагнітальних свердловинах при гідравлічному розриві використовують загущену воду. Для загущення застосовують сульфіт-спиртову барду (ССБ) та інші похідні целюлози, добре розчинні у воді та мають низьку фільтрацію.

Залежно від концентрації сухих речовин ССБ буває двох видів – рідка та тверда. В'язкість вихідного рідкого концентрату 1500-1800 сП. Добавка води до розчинів ССБ веде до швидкого зниження в'язкості та сприяє хорошому вимиванню ССБ водою з пористого простору та відновлення прийомистості. Розчин ССБ має хорошу утримуючу здатність і низьку фільтрацію. Для розриву переважно застосовується розчин ССБ в'язкістю 250-800 сП.

Останнім часом як рідина-пісконосій застосовують загущену ССБ концентровану соляну кислоту (40% НСl і 60% ССБ). Застосування такої рідини розриву дозволяє поєднувати процес гідророзриву з хімічним впливом на привибійну зону. У суміші з ССБ соляна кислота повільно реагує з карбонатами (2-2,5 години проти 30-40 хв при використанні чистого розчину НСl). Це дає можливість по тріщинах, що утворилися при гідророзриві, глибоко продавити в пласт хімічно активну соляну кислоту і обробити привибійну зону пласта на великій відстані від стовбура свердловини.

При гідророзриві пласта в умовах високих пластових температур (130-150°С) в'язкість 20- і 24%-них розчинів ССБ з підвищенням температури до 90° різко знижується до 8-0,6 сП.

При більш високих температурах в'язкість цих розчинів наближається до властивостей в'язких води. Тому в якості ефективної рідини розриву і пісконосія, що має гарну піскоутримуючу здатність і слабку фільтрування, застосовують водні розчини КМЦ-500 (карбоксиметилцелюлоза) в межах 1,5-2,5% з добавкою іноді хлористого натрію до 20-25%. Продавальна рідина за всіх умов повинна мати мінімальну в'язкість для зниження втрат напору при прокачуванні.

Мета заповнення піском тріщин - попередження їх змикання та збереження у відкритому стані після зняття тиску нижче величини тиску розриву. Тому до піску висуваються такі вимоги:

1) пісок повинен мати достатню механічну міцність, щоб не руйнуватися у тріщинах під дією ваги породи;

2) зберігати високу проникність.

Цим вимогам задовольняє добре скручений однорідний кварцовий пісок.

Застосовується пісок наступних фракцій: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6 мм. Найбільш прийнятною фракцією для гідророзриву пласта є піски розміром зерен від 0,5 до 1,0 мм.

Ступінь ефективності гідравлічного розриву пласта визначається діаметром та протяжністю створених тріщин і, отже, підвищеною проникністю. Чим більший діаметр і довжина тріщин, тим вища ефективність обробки. Створення тріщин великої довжини досягається закачуванням великих кількостей піску. Практично в свердловину закачують від 4 до 20 т піску.

3.ТЕХНОЛОГІЯ І ТЕХНІКА ПРОВЕДЕННЯ ГРП

Гідравлічний розрив проводять у пластах з різною проникністю у разі падіння дебіту або прийомистості нагнітальних свердловин.

До проведення гідророзриву свердловину випробовують на приплив, визначають її поглинальну здатність та тиск при поглинанні. З цією метою одним агрегатом закачують нафту до отримання на гирлі деякого надлишкового тиску, при якому починає приймати свердловина рідина. Протягом 10-20 хв вимірюють витрату при постійному тиску нагнітання. Після підключення другого агрегату і збільшення кількості рідини, що закачується, піднімають тиск на 2-3 МПа і знову визначають витрату.

Процес збільшення витрати рідини та тиску повторюють кілька разів, і в кінці дослідження створюють максимально можливий тиск, при якому знову вимірюють витрату. За отриманими даними будують криву залежності прийомистості свердловини тиску нагнітання. За даними про поглинальну здатність свердловини до та після розриву визначають кількість рідини та тиск, необхідні для проведення розриву, а також судять про якість проведеного розриву та про зміни проникності пластів привибійної зони після розриву. За тиск розриву пласта умовно приймають тиск, у якому коефіцієнт приемистости свердловини збільшується в 3-4 разу проти початковим.

Вибій свердловини очищають від бруду способом дренування і потім промивають. В окремих випадках для збільшення фільтраційних властивостей пластів рекомендується попередньо обробити свердловину соляною або грязьовою кислотою та провести додаткову перфорацію. Здійснення цих заходів сприяє зниженню тиску розриву та підвищенню його ефективності.

Після промивання, очищення та перевірки спеціальним шаблоном свердловину спускають насосно-компресорні труби діаметром 75 або 100 мм, по яких прокачується рідина розриву. Для запобігання обсадної колони від впливу великого тиску над шаром, що розривається, встановлюють пакер, який роз'єднує фільтрову зону пласта від її вищележачої частини. Завдяки цьому тиск, створюваний насосами, передається лише на фільтрову зону та на нижню поверхню пакера.

Застосовують різні конструкції пакерів. Найбільш поширені шліпсові пакери, що випускаються під різні діаметри експлуатаційних колон та розраховані на тиск 50 МПа (рис.1).

Герметизація обсадної колони здійснюється при деформації гумових манжет ущільнювальних від ваги колони насосно-компресорних труб при опорі конуса на шліпси пакера, центрування якого здійснюється ліхтарем. Замковий пристрій ліхтаря відкривається при терті ліхтаря об стінки обсадних труб під час обертання пакера.

Осьове навантаження при гідророзриві сприймається головкою пакера з опорним кільцем і передається на якір, який утримує пакер і колону насосно-компресорних труб від переміщення вгору. Головка пакера має ліве різьблення у місці з'єднання з якорем.

У разі заклинювання манжет в обсадній колоні якір може бути відгвинчений від пакера правим обертанням і піднятий на поверхню.

Конструкція плашкової гідравлічної дії наведена на рис.2

У процесі закачування робочої рідини для гідророзриву перепад тиску, що створюється між внутрішньою частиною якоря і кільцевим зазором в експлуатаційній колоні деформує гумову трубку, висуваючи плашки до упору в стінку колони. Плашки, врізаючись своїми гострими зубцями в стінки труб, утримують якір і відповідно пакер від виштовхування нагору по свердловині.

Поряд з шліпсовими пакерами застосовують пакери ПС, що самоущільнюються. У цій конструкції герметизація досягається за рахунок самоущільнення гумових манжет під впливом гідророзриву рідини.

На відміну від інших типів пакерів у конструкції пакера ПС передбачений перепускний клапан, призначений для перепуску рідини гідророзриву в затрубний простір під час спуску пакера, за рахунок чого знімається тиск на манжети, що самоущільнюються. Перепускний клапан приєднується через перекладач і встановлюється вище за гідравлічний якорь.

Після спуску труб з пакером і якорем гирло свердловини обладнають спеціальною головкою, до якої підключають агрегати для нагнітання свердловини рідини розриву.

3.1 Обв'язування та обладнання при ГРП

На рис.2 наведено загальну схему обв'язування та розташування обладнання при гідравлічному розриві пласта. На першому етапі закачують рідину розриву насосними агрегатами, у результаті тиск поступово збільшується і після досягнення певного значення відбувається розрив пласта. Про момент розриву судять манометром на викидній лінії. Цей момент характерний різким спадом тиску і збільшеною витратою рідини, що нагнітається.

Після розриву пласта переходять до другого етапу - подачі в тріщину рідини-пісконосія з піском при великій витраті та високому тиску нагнітання. Рідина-пісконосій з піском задавлюють в тріщину рідиною для продажу при максимальному тиску і з максимальною швидкістю закачування. Досягається це шляхом підключення найбільшої кількості агрегатів. Як продавочна рідина для нафтових свердловин використовують нафту і для нагнітальних - воду. Кількість цієї рідини має дорівнювати ємності колони труб. Завантаження продавочної рідини є останнім, третім етапом безперервного процесу гідророзриву пласта.

Після продавки гирло закривають і свердловину дають спокій до тих пір, поки гирловий тиск не впаде до нуля. Потім промивають свердловину, очищають від піску і приступають до освоєння.

Цікавим є техніка проведення гідророзриву в свердловинах, продуктивні горизонти яких залягають на глибинах 2800-3400м. Технологія розриву пласта в таких свердловинах відрізняється від звичайної тим, що процес гідророзриву проходить при постійному протитиску на насосно-компресорні труби і на верхній торець гумового елемента пакера. Величина протитиску визначається як різниця між розрахунковим значенням тиску гідророзриву та максимально допустимим тиском на пакер. Для таких свердловин робочий тиск у кільцевому просторі (затрубному) визначають дослідним шляхом. Для підкачування рідини розриву використовують допоміжний агрегат. Особливості розташування обладнання та обв'язки гирла при гідророзриві за цією технологією показано на рис.3

Роботи з гідророзриву на свердловині рекомендується здійснювати у наступній послідовності. Опресовують наземне обладнання тиск, що дорівнює 70 МПа, і замінюють у свердловині воду на нафту, після чого спускають пакер. Потім за допомогою насосних агрегатів, які застосовуються для гідророзриву пласта, прокачуванням рідини в насосно-компресорних трубах і під пакером створюють максимально можливий тиск. Підкачуванням рідини допоміжним цементувальним агрегатом піднімають тиск у кільцевому просторі (затрубному) і залишають свердловину у спокої на 30 хв. Цим першому етапі досягається можливість утворення тріщин у пласті.

На другому етапі проводять операцію із закріплення тріщин піском. Після випробування свердловини на прийомистість пласт закачують рідину-пісконосій.

Мал. 3. Схема обв'язування обладнання при ГРП у глибоких свердловинах:

1 - піскозмішувач; 2 – агрегат ЦА-400; 3- агрегат ЧАН-700;

4 – допоміжний агрегат; 5 - ємність для робочих рідин

Тиск на гирлі під час закачування та продавлювання пласт може збільшуватися до 60-80 МПа. Проведення гідророзриву за цією технологією дозволяє значно підвищити продуктивність свердловини.

За наявності у свердловинах великої фільтрової зони або кілька розкритих продуктивних пропластків роблять багаторазові поінтервальні гідравлічні розриви.

Останнім часом розроблено та впроваджено новий спосіб поінтервального гідророзриву, що дозволяє за один спуск забійного обладнання проводити в будь-якій послідовності гідророзрив тих чи інших пластів. При здійсненні гідророзриву за цією технологією в одному пласті перфоровані отвори проти вищележачих пластів перекриваються тонучими, а проти нижчележачих пластів - еластичними кульками, що плавають у рідині розриву. Забійне обладнання, що застосовується, відрізняється простотою конструкції і може бути виготовлено в промислових майстернях. Складається воно з двох порожнистих циліндрів, співвісно закріплених на насосно-компресорних трубах. Циліндр з отворами у дні відкритий зверху, а циліндр із отворами у кришці - знизу. Труба, на яку надіті та приварені циліндри, заглушена знизу і має отвори над нижнім циліндром.

Підготовчі роботи з поінтервального гідророзриву проводять у наступній послідовності. У свердловину на насосно-компресорних трубах спускають циліндри, пакер та якір. Під нижній циліндр поміщають спеціальні еластичні кульки діаметром 18-20 мм з питомою вагою меншою, ніж у рідин, що застосовуються при гідророзриві (кульки, що плавають); отже, в рідині вони постійно притискатимуться до кришки нижнього циліндра. Діаметр циліндра підбирають таким чином, щоб кульки не могли потрапити в зазор між ним та експлуатаційною колоною. Число кульок, що завантажуються в нижній циліндр, береться дещо більше, ніж число перфораційних отворів, що знаходяться нижче від верхнього інтервалу, наміченого для гідророзриву.

У верхній циліндр поміщають кульки, що тонуть. При цьому кількість їх також повинна бути більшою, ніж кількість отворів, що знаходяться вище за нижній інтервал, намічений для гідророзриву. Щоб кульки під час спуску вниз або при негерметичному перекритті колони не потрапляли під пакер, ставлять спеціальний диск-відбійник. Пакер встановлюється з таким розрахунком, щоб інтервал, намічений для гідророзриву, був між циліндрами з кульками. Після цього проводять гідророзрив наміченого пласта звичайним способом. Якщо при розриві почнуть приймати рідину вище або нижчі пласти, то їх перфораційні отвори перекриваються кульками, які потоком рідини захоплюються з циліндрів до цих отворів. Таким чином, гідророзрив відбудеться лише в наміченому інтервалі. Після припинення закачування кульки завдяки відповідній різниці в їхній питомій вазі зберуться у свої циліндри. Піднімаючи або опускаючи обладнання та встановлюючи циліндри з кульками в потрібному інтервалі, можна зробити гідророзрив будь-якого шару.

4. ВИБІР ТЕХНОЛОГІЇ ГРП

Технологія гідророзриву пласта здійснюється в такий спосіб. Оскільки при ГРП у більшості випадків (за винятком дрібних свердловин) виникають тиски, що перевищують допустимі для обсадних колон, то попередньо свердловину спускають НКТ, здатні витримати цей тиск. Вище покрівля пласта або пропластка, в якому намічається зробити розрив, встановлюють пакер, що ізолює кільцеве простір і колону від тиску, і пристрій, що запобігає його зміщення і якорем. За спущеними НКТ спочатку нагнітається рідина розриву в таких обсягах, щоб отримати на вибої тиск, достатній для розриву пласта. Момент розриву на поверхні відзначається як різке збільшення витрати рідини (поглинальної здатності свердловини) при тому ж тиску на гирлі свердловини або різке зменшення тиску на гирлі при тому ж витраті. Тиск гірських порід дорівнює:

Рг = rПgН (4)

Сили зчеплення частинок породи одно:

Рр = Рг + sZ (5)

Найбільш об'єктивним показником, що характеризує момент ГРП, є коефіцієнт поглинальної здатності

kп = Q/(pз - рп) (6)

де Q-витрата рідини, що нагнітається;

рп-пластового тиску в районі даної свердловини;

рз-тиск на вибої свердловини у процесі ГРП.

При ГРП відбувається різке збільшення kп. Однак внаслідок труднощів, пов'язаних з безперервним контролем за величиною рз, а також внаслідок того, що розподіл тисків у пласті - процес, що істотно не встановився, про момент ГРП судять за умовним коефіцієнтом k.

де ру-тиск на гирлі свердловини.

Різке збільшення k у процесі накачування також інтерпретується як момент ГРП. Є прилади зі зняттям цієї величини.

Після розриву пласта в свердловину закачують рідину-пісконосій при тисках, що утримують тріщини, що утворилися в пласті, в розкритому стані. Це більш в'язка рідина змішана (180-350 кг піску на 1 м3 рідини) з піском або іншим наповнювачем. У розкриті тріщини вводиться пісок: на велику глибину для запобігання змиканню тріщин при подальшому знятті тиску і переведенні свердловини в експлуатацію. Рідини-пісконосії проштовхують в НКТ і пласт продавочною рідиною, в якості якої використовується будь-яка малов'язка недефіцитна рідина.

Для проектування процесу ГРП дуже важливо визначити тиск розриву рр, який необхідно створити на вибої свердловини.

Накопичено великий статистичний матеріал за величиною тиску розриву пласта рр за різними родовищами світу та за різних глибин свердловин, який говорить про відсутність чіткого зв'язку між глибиною залягання пласта та тиском розриву. Однак усі фактичні значення рр лежать у межах між величинами повного гірського та гідростатичного тисків. Причому за малих глибин (менше 1000 м) рр ближче до гірського тиску і за великих глибин - до гідростатичного.

для неглибоких свердловин (до 1000 м)

рр = (1,74 - 2,57) рст,………………………………………………(8)

для глибоких свердловин (Н > 1000м)

рр = (1,32 - 1,97) рст,……………………………………………….(9)

де рст - гідростатичний тиск стовпа рідини, висота якого дорівнює глибині залягання пласта.

Опір гірських порід на розрив зазвичай мало і лежить у межах sр = 1,5 ... 3 МПа, тому воно не впливає на рр.

Тиск розриву на забої рр і тиск на гирлі свердловини ру пов'язані очевидним співвідношенням

рр = ру + рст – ртр,………………………………………………………………………........(10)

де ртр - втрати тиску на терті в НКТ.

З рівняння (10) випливає:

ру = рр + ртр - рст,…………………………………………….....(11)

рст - статичний тиск, що визначається з урахуванням кривизни свердловини

рст = rж g Н cos b,………………………………………………(12)

де H – глибина свердловини; b - кут кривизни (усереднений);

rж - щільність рідини в свердловині, причому якщо рідина містить наповнювач (пісок, скляні кульки, порошок із полімерів та ін.), то щільність підраховується як середньозважена

r=rж(1–n/rн)+n,…………………………………………………(13)

де n – число кілограмів наповнювача в 1м3 рідини;

рН-щільність наповнювача (для піску рН = 2650 кг/м3).

Втрати на тертя визначити важче, тому що застосовувані рідини іноді мають неньютонівські властивості. Присутність рідини наповнювача (піску) збільшує втрати на тертя.

В американській практиці використовуються різні графіки залежності втрат тиску на тертя на кожні 100 футів НКТ різного діаметра при прокачуванні різних рідин із заданим об'ємним витратою. При великих темпах закачування, що відповідають турбулентному перебігу, структурні властивості рідин, що використовуються (з різними загусниками і хімічними реагентами) зазвичай зникають, і досить наближено втрати на тертя для цих рідин можна визначити за звичайними формулами трубної гідравліки.

ртр = l(Н/d) * (w2/2g) * rga,…………………………………………....(14)

де l - коефіцієнт тертя, який визначається за відповідними формулами в залежності від числа Рейнольдса;

w - лінійна швидкість потоку в НКТ;

d – внутрішній діаметр НКТ; r - густина рідини, Н - довжина НКТ;

g = 9,81 м/с2; a - поправочний коефіцієнт, що враховує наявність рідини наповнювача (для чистої води a = 1) і залежить від його концентрації.

5. ОБЛАДНАННЯ, ЩО ВИКОРИСТОВУЄТЬСЯ ПРИ ГРП

При гідророзрив пласта використовують цілий комплекс наземного обладнання: насосні агрегати типу 2АН-500 або 4АН-700, піскозмішувальний агрегат 4ПА. Для перевезення рідини розриву застосовують автоцистерни 4ЦР чи ЦР-20.

Агрегат 4АН-700 конструкції Азінмаш є основним у комплекті наземного обладнання. Він відрізняється підвищеними потужністю та продуктивністю, зручний в експлуатації. Робочий тиск агрегату дозволяє проводити гідророзрив пластів та здійснювати гідропіскоструминні процеси і в глибоких свердловинах. Всі вузли його змонтовані на вантажному тривісному автомобілі КрАЗ-257 вантажопідйомною силою 100-120 кН і являють собою наступне: силову установку; коробку передач; триплунжерний насос; маніфольд, систему керування.

На рамі автомобіля, безпосередньо за кабіною водія, розташована силова установка агрегату, що складається з двигуна з багатодисковою фрикційною муфтою та відцентровим вентилятором, систем живлення, мастила та охолодження, установки очищувача повітря та інших допоміжних вузлів.

Двигун агрегату-дизельмотор дванадцятициліндровий, чотиритактний має потужність 588 кВт при частоті обертання колінчастого валу 2000 об/хв. Двигун за допомогою фрикційної багатодискової муфти з'єднаний з приймальним валом коробки передач.

Насос 4Р-700 триплунжерний, горизонтальний одинарної дії. Плунжери передбачені розмірами 100 та 120 мм, що забезпечує роботу насоса відповідно при тисках до 70 та 50 МПа. Продуктивність агрегату при тиску 70 МПа становить 6,3 л/сек і при 20 МПа - 22 л/сек. Маса агрегату 20 200 кг, габаритні розміри 9800 х 2900 x 3320 мм. Управління агрегатом проводиться з центрального пульта, розташованого в кабіні автомобіля, де розміщені педалі управління паливним насосом та фрикційною муфтою двигуна, рукоятка управління коробкою передач та необхідна контрольно-вимірювальна апаратура.

Для транспортування піску необхідних фракцій до свердловини, в якій намічено зробити гідророзрив пласта, і для подальшого механічного приготування піщано-рідинної суміші застосовують спеціальні піскозмішувальні агрегати типу 4ПА.

На самохідному шасі автомашини КрАЗ-257 змонтовані бункер 1 для сипучого матеріалу із завантажувальним шнеком 2 і робочим шнеком 3, камера гідравлічного зміщення 5, змішувач 7 з поплавковим регулятором рівня 6, а також приймальний колектор 11 і роздатковий колектор . У верхній розвантажувальній частині шнека 3 встановлена ​​поворотна заслінка 4, з'єднана з поплавковим регулятором 6. До стінок і днища бункера 1 прикріплені пневмовібратори, що забезпечують надійне надходження сипучого матеріалу самопливом до приймача шнека 3.

Завантажувальний та робочий шнеки, а також лопатева мішалка приводяться в дію гідродвигунами за допомогою масляного насоса 8. Усі агрегати установки управляються з пульта, розміщеного в кабіні автомобіля.

Піщано-рідинна суміш з невеликою концентрацією піску готується наступним чином. Рідина через приймальний колектор 11 потрапляє в камеру гідравлічного зміщення 5, яку з бункера 1 шнеком 3 подається сипучий матеріал. Кількість сипучого матеріалу регулюється частотою обертання робочого шнека і заслінкою 4 за допомогою поплавкового регулятора рівня 6 в залежності від рівня суміші в змішувачі 7. Надмірна кількість сипучого матеріалу по патрубку, що відводить, надходить назад в бункер. У камері гідравлічного змішування 5 готується розчин необхідної концентрації, який надходить у змішувач 7 де за допомогою лопатевої мішалки підтримується рівномірність концентрації піску. З змішувача 7 розчин подається Пісковим насосом через 9 роздавальний колектор 10 до місця споживання.

При приготуванні піщано-рідинної суміші з великою концентрацією сипучого матеріалу камера гідравлічного змішування замінюється прохідною трубою, а рідина з колектора 11 і сипучий матеріал з бункера 1 надходять безпосередньо в змішувач 7 через змінну трубу (вказана пунктиром). Готова суміш відбирається так само, як і в першому випадку.

Мал. 4. Схема піскозмішувального агрегату

Місткість бункера 6,5 м3. Максимальна продуктивність робочого шнека (піску) 50 т/год, максимальна вантажопідйомна сила 90 кН, продуктивність завантажувального шнека 12-15 т/год. Маса агрегату з вантажем 23 000 кг, габаритні розміри 8700 х 2625 х 3600 мм. Піскозмішувальний агрегат обслуговується одним шофером-мотористом. При проведенні гідророзриву пласта піскозмішувальний агрегат за допомогою гнучких шлангів з'єднується з автоцистернами та насосними агрегатами. До агрегату 4ПА можна приєднати одночасно дві автоцистерни та чотири насосні агрегати (по два з кожного боку).

Автоцистерна 4ЦР призначена для перевезення рідини, що використовується для гідравлічного розриву пласта, та подачі її в піскозмішувальний або насосний агрегат. Автоцистерна 4ЦР (рис. 5) змонтована на шасі автомобіля КрАЗ-219 вантажопідйомною силою 120 кН і складається з цистерни 1, плунжерного вертикального насоса 2, системи обв'язки насоса з арматурою 3, коробки відбору потужності 4, вузла трансмісії 5 іскрогасника 7.

Цистерна обладнана спеціальним пристроєм для підігріву рідини пором. Для визначення кількості рідини, відібраної з цистерни, всередині її змонтовано поплавковий покажчик рівня. Рідина перекачується з автоцистерни за допомогою вертикального триплунжерного насоса, що має продуктивність 16,7 л/с і максимальний тиск 2,0 МПа.

Об'єм цистерни 9 м3. Залежно від густини рідини в ній маса автоцистерни досягає 21435 кг. Габаритні розміри 10100 x 2700 x 2740 мм. Час підігріву рідини від 20 до 50°С дорівнює 2 год. В даний час випускають автоцистерни для рідини розриву ємністю 17 м3. під шифром ЦР-20, змонтовано цистерну на тягачі з причепом. Крім підігрівального пристрою та вертикального насоса, автоцистерна забезпечена відцентровим. насосом продуктивністю по воді 100 л/с з максимально розвивається 0,2 МПа.

При гідравлічному розриві пласта гирло свердловини обладнають спеціальною арматурою типу 1АУ-700, яка кріпиться на різьбленні до експлуатаційної колони. Арматура розрахована на роботу з тиском 70 МПа і складається з хрестовини, гирлової головки, коркових кранів, запобіжного клапана та інших елементів обв'язування.

Для регулювання роботи всього комплексу обладнання та агрегату при гідравлічному розриві пласта використовується самохідний блок маніфольду типу 1БМ-700, який складається з напірного та роздавального колекторів, підйомної стріли та комплекту 60-мм насосно-компресорних труб із шарнірним та швидкозбірним з'єднаннями. Все обладнання маніфольдного блоку монтується на шасі вантажного автомобіля підвищеної прохідності (ЗІЛ-157К).

Напірний колектор складається з клапанної коробки із шістьма відводами для з'єднання з насосними агрегатами; центральної труби з датчиком контрольно-вимірювальних приладів (манометра, густонаміру та витратоміра) для роботи зі станцією контролю та управління процесами, двох відводів для з'єднання з арматурою на гирлі свердловини; пробкових кранів та запобіжного клапана. Роздатковий колектор служить для розподілу робочих рідин (продавального розчину, води, піщано-рідинної суміші і т. д.) насосним агрегатам.

Комплект 60-мм насосно-компресорних труб використовується для з'єднання напірного колектора з гирлом свердловини та підведення до роздавального колектора продавочного розчину, води та інших рідин. Для механізації навантаження та вивантаження арматури гирла блоку маніфольду є поворотна стріла з ручним керуванням.

6. РОЗРАХУНОК ГІДРАВЛІЧНОГО РОЗРИВУ ПЛАСТА

1.Расчет тиску гідророзриву пласта

Рразр = Рв. - Рпл + sр;

де Рв.р. – вертикальний гірничий тиск;

Рпл – пластовий тиск;

sр – тиск розшарування порід. Вертикальний гірничий тиск Рв. - Визначають за формулою:

Рв.р. = rпgН,

де Н – глибина залягання пласта;

rп = 2500 кг/м3 – середня щільність гірських порід, що лежать вище.

Рв.р. = 2500 * 9,81 * 2250 = 55,181 МПа

Якщо тиск розшарування порід sр = 1,5 МПа, то тиск розриву пласта буде:

Рразр = 55,181 - 17 + 1,5 = 39,681 МПа.

Тиск розриву на вибої можна визначити приблизно за емпіричною формулою:

Ррозр = 104 * НК,

де К = 1,5 - 2. Приймаємо середнє значення К = 1,75. Тоді

Рразр = 104 * 2250 * 1,75 = 39,375 МПа.

2. Розрахунок робочого гирлового тиску гідророзриву.

Допустимий гирловий тиск ГРП визначається за формулою:

Рд.у = - rgH + Ртр,

де Dн2, DВ2 – зовнішній та внутрішній діаметри обсадних труб, м

Dн = 0,173 м DВ = 0,144 м; sтек = 650 МПа - межа плинності сталі марки L; К = 1,5 - запас міцності, Ртр = втрати напору на тертя в трубах визначаються за формулою Дарсі-Вейсбаха:

де l - коефіцієнт гідравлічного опору труб, визначається співвідношення l = 0,3164/Re0,5 для турбулентного або l = 64/Re для ламінарного режимів руху рідини в трубі. Тут Re (число Рейнольдса) – параметр, що визначає режим течії; при Re<2300 поток считается ламинарным, а при

Re>2300 турбулентним.

Re = ndrсм/mсм

де mсм - в'язкість піщано-рідинної суміші:

mсм = 90 * е3,18 * 0,091 = 120 мПа * с;

n - швидкість руху рідини трубами, м/с визначається з виразу

де Q - темп закачування рідини гідророзриву, м3/сут (0,015 м3/сут),

F – площа внутрішнього перерізу НКТ:

F = pDB2/4 = 3.14 * 0.1442 / 4 = 0.0162, м2.

Швидкість руху рідини:

n = 0,015/0,0162 = 0,926 м/с.

rсм = (rп - rж)С + rж - щільність суміші (нафта + пісок),

С = С0/(С0+rп) - об'ємний вміст піску, С0 – концентрація піску,

rсм = (2500-895) * 0,091 + 895 = 1041 кг/м3

число Рейнольдса:

Re = 0,926 * 0,144 * 1041 / (120 * 10-3) = 1156,76 тоді l = 64 / Re = 0,055

Втрати тиску на тертя у трубах

Ртр = 0,055 * (1041 * 0,9262 * 2250) / (2 * 9,81 * 0,144) = 0,039 МПа.

Отже допустимий гирловий тиск становить:

Рд.у. = (0,1732-0,1442) / (0,1732 +0,1442) * (650 / 1,75) + 17-1041 * 9,81 * 2250 * 10-6 =

Допустимий тиск на гирлі свердловини в залежності від міцності різьблення верхньої частини колони труб на зусилля, що страгують, визначається за формулою

де Рстр - стрімке навантаження для обсадних труб зі сталі групи міцності L, дорівнює 1,59 МН,

G – зусилля затягування при обв'язці обсадної колони (береться за даними бурового журналу), що дорівнює 0,5 МН; до - запас міцності, який приймаємо рівним 1,5. Тоді допустимий гирловий тиск:

Рд.у. = 34,4 МПа.

З двох отриманих значень Рд.у. приймаємо менше (34,4 МПа).

Можливий вибійний тиск при допустимому тиску на гирлі 34,4 МПа складе:

Рз = Рд. + rGН - Pтр ​​= 34,4 * 106 + 1041 * 9,81 * 2250 - 0,039 * 106 = 57,34 МПа

Враховуючи, що потрібний тиск розриву на вибої Рразр = 39,375 МПа менше Рз = 57,34 МПа, визначимо робочий тиск на гирлі свердловини

Ру = Рразр - rgН + Ртр = 39,375 * 106 - 1041 * 9,81 * 2250 + 0,039 * 106 = 16,9 МПа.

Отже, тиск на гирлі свердловини нижче допустимого, тому можна проводити закачування рідини гідророзриву НКТ.

3. Визначення необхідної кількості робочої рідини.

Кількість рідини розриву не піддається точному розрахунку. Воно залежить від в'язкості рідини розриву та фільтрації, проникності порід привибійної зони свердловини, темпу закачування рідини та тиску розриву. За дослідними даними обсяг рідини розриву змінюється від 5 до 10 м3. Приймемо для свердловини Vр = 7,5 м3 нафти.

Кількість рідини-пісконосія залежить від властивостей цієї рідини, кількості закачуваного в пласт піску та його концентрації. Насправді заготовляють 20 – 50 м3 рідини (Vпж) і 8 – 10 т піску (Gпес).

Концентрація піску C залежить від в'язкості рідини пісконосія та темпу її закачування. Для нафти в'язкістю 90 мПа * приймаємо З = 250 кг/м3. При цій умові об'єм рідини пісконосія:

Vпж = Gпес/С = 8000/250 = 32 м3.

Об'єм рідини-пісконосія повинен бути дещо меншим за ємність колони труб, так як при закачуванні цієї рідини в об'ємі, що перевищує ємність колони, насоси в кінці процесу закачування будуть працювати при високому тиску, необхідному для продавлювання піску в тріщини. А закачування рідини з абразивними частинками при високому тиску призводить до дуже швидкого зносу циліндрів і клапанів насосів.

Місткість 168 - мм обсадної колони довжиною 1800 м становить 34 м3, а прийнята кількість рідини-пісконосія - 29 м3

Оптимальна концентрація піску може бути визначена на підставі швидкості падіння зерен піску у прийнятій робочій рідині за формулою

Де С – концентрація піску, кг/м3;

n - швидкість падіння зерен піску діаметром 0,8 мм м/год залежно від в'язкості рідини знаходиться графічно. Для в'язкості рідини-пісконосія 90 МПа*с n = 15 м/год, отже

З = 4000/15 = 267 кг/м3.

G = 267 * 29 = 7743 кг.

Обсяг продавочної рідини, щоб уникнути залишення на вибої піску, слід приймати в 1,2 – 1,3 більше, ніж обсяг колони, по якій закачується пісок. Необхідний обсяг продавочної рідини:

Vпр = = 3,14 * 0,144 ^ 2 * 2250 * 1.3 / 4 = 47.6 м3

4. Час проведення гідророзриву

Т = (Vр + Vжп + Vпр) Q = (7.5 +32 +47.6) / 1500 = 0.06сут

Де Q-добова витрата робочої рідини, м³

5. Радіус горизонтальної тріщини