Практические занятия 2009

НИ

увеличению фильтрационной поверхности, изменяет характер притока

жидкости от радиального к линейному с подключением новых зон пласта,

изолированных

вследствие

макронеоднородности.

Трещины

такого

ГРП

достигают 100—150 м в длину при ширине 10—20 мм.

Г

Технологии

мощных

ГРП

(МГРП)

осуществляются неньютоновскими

А

жидкостями - гелями, которые обладают очень большой кажущейся вязкостью,

меньшими гидравлическими потерями и высокой несущей способностью

закрепляющего агента - керамического проппанта (до 1000 кг/м3),

обеспечивают увеличение проводимости широких закрепленных трещин в

несколько раз по сравнению с обычным ГРП. Увеличение проводимости

трещин МГРП достигается за счет значительного повышения концентрации

е

закрепляющего агента до 300-800 кг/м3 в гелях, а общее количество

закрепляющего агента может оставаться на уровне 6-20 т. Продолжительность

эффекта увеличения дебита скважин после МГРП обычнокасоставляет 1,5—3

лет.

В

газоносных

пластах проницаемостью

до 0,001

мкм

2

применяют

и

массивный ГРП высоковязкими гелями, во времят

которого развиваются

трещины длиной до 1000 м, закрепленные проппантом в количестве до 300 т.

л

Массивный ГРП — очень дорогостоящий, поэтомуо он предусмотрен в смете

строительства скважины и увеличивает ее стоимость на 50 %.

б

При мощных и массивных ГРП испо ьзуют дорогостоящую технику, при

обычных

ГРП

могут

применяться

отечественные

техника

и

материалы

и

(жидкости, закрепляющие агенты, пакеры, о орудование устья).

Сравнение показателей эффект вности обычных ГРП и МГРП, а также

стоимости этих процессов сведетельствует, что, несмотря на значительно

меньшую добычу нефти после о ычных ГРП, экономически они вполне

конкурентоспособны вследствие в несколько раз меньшей стоимости.

ая

При обычных ГРП фильтрующейсяб

жидкостью развиваются глубокие

(50—100 м) трещины небольшой ширины (3-5 мм) в глубь продуктивного

пласта (а не вверх или вниз,

к к при МГРП гелями). При этом практически не

н

возникают ситуации вып д ния закрепляющего агента ("tip screen out") или

упаковки трещины, сопровождающейся ростом давления до допустимого ("frac

pack"). После этого в стволе скважины остается большая пробка закрепителя.

Таким образом, обыч ые ГРП фильтрующими жидкостями имеют хорошие

технико-экономические

показатели,

осуществляются

с

меньшими

р

них

осложнениями,

и

следует применять

в

дальнейшем наряду с новыми

технологиями.

Технологияо обычных ГРП осуществляется по следующей схеме.

Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ

опускают

пакер,

к

делит

ее

ствол

на

две

части

и

защищает

верхнюю

часть

который

е

эксплуатационнойт

колонны от высокого давления. Устье скважины

обустраивают арматурой, например 2АУ-700, на рабочее давление до 70 МПа.

Все насосные агрегаты (до 10) для нагнетания жидкостей ГРП, например 4АН-

Э

700, обвязывают с арматурой устья скважины через блок манифольда (1БМ-

700). Жидкости для ГРП транспортируют автоцистернами вместимостью по 20

л

141

НИ

м3 либо сливают в стационарный резервуар (по 50 м3) общей вместимостью

100-300 м3. Вспомогательные насосные агрегаты (ЦА-320М) закачивают

жидкость

в

пес-космеситель (4ПА), из

которого центробежным

насосом

Г

вначале только жидкость, а затем жидкость с песком направляются на выход

насосных агрегатов (4АН-700) для нагнетания в скважину.

А

Чтобы провести ГРП, из скважины поднимают НКТ и другое глубинное

оборудование (насосное, газлифтное), шаблонируют эксплуатационную

колонну, спускают пакер на НКТ и спрессовывают их. Процесс ГРП начинается

с проверки приемистости скважины при наименьшем расходе жидкости

разрыва, которую постепенно увеличивают, например, от 250 до 450, 900, 1500

м3/сут,

вплоть до значения,

при котором обеспечивается з крепление трещин

е

(2000-3000 м3/сут). Далее нагнетают жидкость-пес оноситель, обычно

концентрацией Сп песка 50-200 кг/м3. Концентрация зависит от вязкости

жидкости. В завершение процесса необходимо выт снить

касмесь жидкости с

песком из ствола скважины в пласт продавливающей жидкостью и закрыть

НКТ,

пока давление в

скважине не

снизится до а мосферного.

После

и

поднимают НКТ с пакером и спускают глубинноет

оборудование

для

эксплуатации скважины. Обычные ГРП проводят ньютоновскими жидкостями.

л

агент (кварцевый

Для проведения обычных ГРП требуется закрепляющийо

песок) в количестве Опс = 10-20 т, фракции 0,6...1 мм, жидкость разрыва пласта

3

б

3

), жидкость для

(Vp = 10-30 м

), жидкость-песконосите ь (Vn = 100-300 м

продавливания в пласт

(Упр) песконосителя в объеме

той

части

полости

и

скважины, по которой поступают жидкости. Небольшую часть жидкости-

песконосителя без закрепителя, нагнетаемую после жидкости разрыва для

предварительного раскрытия трещ н, называют буферной жидкостью.

Жидкость разрыва пласта должна

ыть совместимой с пластовыми флюидами,

хорошо

фильтроваться

в

низкопроницаемую породу,

не

уменьшать

ее

ая

проницаемости, не греть, быть доступнойб

, недорогостоящей, поэтому часто

используют водные растворы ПАВ. Жидкость-песконоситель должна быть

совместимой

с пластовыми флюидами, иметь свойство

удерживать

песок,

н

плохо фильтроваться сквозь поверхность трещин, не гореть, быть доступной и

недорогостоящей. Для обычных ГРП применяют водные растворы с добавкой

0,1-0,3 % ПАВ и полимеров (ПАА, КМЦ, ССБ). Например, в Предкарпатье

применение 0,4 %-вод ого раствора ПАА обеспечивает развитие и закрепление

трещин песком в количестве до 10 т при концентрации Сп = 100 кг/ м3, объеме

р

жидкости 100 м3 инрасходе 2000-3000 м3/сут с применением раствора 0,4%-ного

ПАА. Возм жно также проведение процесса поэтапно в течение двух-трех дней

с закреплениемот ещин 24-72 т песка по технологии, осуществляемой в НГДУ

"Долинанеф ь" (В.Г. Касянчук).

3

к

глубокопроницаемых

ГРП

по технологии

ВНИИнефти

(С.В.

е

Для

Константиновт

) применяют неньютоновские жидкости с динамической

вязкостью 50-200 мПа-с при скорости сдвига 650-1100

с-1 (q = 2100-^3500

м /сут) и температуре 20 °С не менее 8 ч, стабильные (2 ч) при пластовой

Э

температуре. Также ВНИИКРнефтью предложена рецептура на водной основе,

содержащая 1-2,5 % КМЦ, 1-3 % хроматов, 0,2-0,7 % лигносульфата, 0,75-2,1 %

л

142

НИ

соли хлорноватой кислоты, которая применяется для пластовых температур 60-

150 °С. Новые типы песконосителей разработаны на Украине. Продавливающая

жидкость должна быть маловязкой и не гореть.

Обычно применяют водные

Г

растворы с добавкой 0,1-0,3 % ПАВ. Для закрепления трещин в скважинах

глубиной до 3000 м, как установлено практикой, пригоден кварцевый песок. В

А

скважинах большей глубины, где обычно горное давление превышает 50-70

МПа, следует использовать более крепкие закрепители-проппанты.

ка

9.3.Расчет процееса гидравлического разрыва пласта

Пример расчета

е

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) осуществляется в скважине со

следующей характеристикой: глубина Н = 2000 м; диам тр эксплуатационной

колонны D = 16,8

см;

трубы

из стали

т

Д;

эффективная

группы прочности

о

мощность пласта h = 10 м; интервал перфорации эксплуатационной колонны

1980— 1990 м; на 1 м эффективной мощности пласта прострелена 10 отвер-

и

стий; коэффициент продуктивности скважины К = 1,15/г/сутМПа; пластовое

давление ргл

= 15

МПа;

забойное давлен е р3 — 12 МПа; вода и песок в

продукции

скважины

отсутствуют;

л

Способ

эксплуатации

—

глубиннонасосный;

нефтяной

пласт

б

с ожен

мелкозернистым, хорошо

сцементированным песчаником, имеет пористость 0,15—0,28; проницаемость k

= 50·1015

м2;

нефтенасыщенность

Sн

=

70%.

Режим

пласта

упруговодонапорный.

б

и

Определение расчетных показателей процесса ГРП

ая

Основными расчетными показателями процесса ГРП являются давление

разрыва пласта, расход рабочих жидкостей и песка, радиус трещин,

проницаемость трещин призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит

скважины после гидрор зрыва, тип и число насосных агрегатов, ожидаемая

эффективность гидроразрыва.

н

Для выясне ия приемистости скважины и ожидаемого давления разрыва

скважина была предварительно испытана. По данным испытания построена

о

скважины от давления на забое (рис. 9.3.1). Эта

зависимость приемистостин

кривая позв ляет пределить давление разрыва пласта. Как видно из графика,

р

при давлении разрыва рзр = 35 МПа приемистость скважины составила 1300

м3/сут.

т

вышележащих

пород

рп

=

2500

кг/м3

П и с едней плотности

к

вертикальное горное давление составит рвг = pgH =2500 X 9,81-2000 = 49,1·106

Па.

е

Если Давление расслоения пород σр = 1,5 МПа, то давление разрыва

пласта будет

Э

л

рзр = рвг- рпл+σр = 49,1-15+1,5=35,6МПа

143

Давление разрыва на забое можно определить приближенно по

эмпирической формуле

НИ

рз.р =104 НК,

(9.3.1)

Г

где К = 1,5—2,0.

Принимаем в среднем К = 1,75.

Тогда

рз.р = 104•2000• 1,75 = 35 •106 Па.

Для выяснения возможности проведения процесса ГРП через обсадную

колонну проверим прочность колонны на внутреннее давление по формуле

Ламэ.

ка

А

МПа

40

т

е

Рзр,

35

о

30

и

25

л

20

б

15

и

10

5

0

б 1000

0

2000

3000

Q,м3/сут

Рис. 9.3.1. З висимость приемистости

скважины

от забойного

давления при гидроразрыве

ая

Допустимое

давлениен

на устье скважины при закачке жидкости-

песконосителя вязк стью μ = 0,25 Па•с определяется по формуле

Ð =

D

2

− D

2нσ

ð

+ pg(h-L), Па.

(9.3.2)

n

b

òåê

ïë +

ó

D

2

+ D

2

ê

n

о b

где Dн — наружный диаметр эксплуатационных труб; Dв — внутренний

р

диаме р нижней части эксплуатационных труб; σ тек — предел текучести для

стали группыт

прочности Д; k — запас прочности; h — потери напора на трение

в обсадной колонне; р — плотность жидкости разрыва.

к

= 14,4 см; σ тек = 380 МПа; k = 1,5; р =

В пашей задаче Dн — 16,8 см; Dв

950 кг/м3.

л

е

144

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

Потери

напора на трение в трубах для скважин глубиной 1750

НИ

м

приведены

в

табл. 8.3.1. Для принятого

расхода 1300 м3/сут (15 л/с) эти

потери при глубине скважины 1750 м составляют 56 м ст. жидкости, а для

нашей скважины глубиной 2000 м они будут пропорционально

равны

h

=56•2000/1750

==64 м ст. жидкости. Следовательно,

но формуле

(9.3.2)

2

2

А

16,8 — 14,4

380-10°

,

+ 950× 9,81(64 - 2000) = 35,8 ×106 ПаГ

Ру

= 16,82

-14,42

380×106

+15×106

16,82

+14,42

1,5

ка

πDв2 / 4

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности

резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия определяется по

формуле

Рстр

е

- G

Ру =

к

, Па

(9.3.3)

о

где Рстр — страгивающая нагрузка для обсадных руб из стали группы

прочности

Д,

равна 1,59

МН;

G

—

усилие

за яжки

при обвязке обсадной

и

колонны (берется по данным бурового журнала), равноет

0,5 МН; k — запас

прочности, который принимаем равным 1,5.

л

Подставляя цифровые величины в формулу (9.3.3), получим

(1,59 - 0,5)106

Ру

=

1,5

= 34,6 ×106

, Па

3,14 ×14,42 / 4 ×10−4

Из значений ру

принимаем

меньшее (34,6МПа)

Возможное забойное давлен е прибдавлении на устье 34,6 МПа составит

б

Рз = Ру + рg (Н - h) = 34,6 •106 + 950 • 9,81 (2000 - 64) = 52,6•106 Па.

Учитывая, что потребное давлениеи

разрыва на забое меньше (35 МПа),

ая

давление на устье скважины

6

6

Ру = Р з.р - рg (H - h) = 35•10

- 950

• 9,81 (2000 - 64) = 16,95 • 10

Па.

Следовательно, давление на устье скважины (16,95 МПа) ниже

допустимого для принятых труб из стали группы прочности D (при толщине

стенки 12 мм трубы испытыв ются на внутреннее давление 53,1 МПа). Поэтому

для уменьшения гидравлических сопротивлений при закачке рабочих

жидкостей

и

для с иже ия общего

давления

разрыва

ГРП

осуществляем

о

непосредстве

о черезнколонну обсадных труб.

точному

расчету.

Оно

Количество жидкости разрыва

не

поддается

р

жидкости разрыва и ее фильтруемости, проницаемости

зависит от вязк стин

пород п изабойной зоны скважины (с учетом естественной трещиноватости),

т

жидкости

и

давления

разрыва.

По опытным данным

объем

темпа закачки

к

жидкос и разрыва изменяется от 5 до 10 м3. Для данной скважины принимаем

средний объем Vp = 7,5

м3

нефти.

Э

л

е

145