Гидроразры́в пласта́. Гидроразрыв пласта
 Скачать 17.61 Mb.
|
Таблица 2.7 Качественная характеристика тесноты связи
Значит чем больше R , тем точнее результаты [13,с.350]. В качестве оцениваемых параметров эффективности метода ГРП нами выбраны - технологический эффект (Эот); - общий удельный эффект, т/скважино-операцию (Эоу); - увеличение нефтеотдачи, %; - интенсификация разработки, % (Ки); - кратность увеличения дебита нефти. Если установлено, что связь довольно тесная, то можно перейти к достижению второй цели - оценке формы этой связи. Вторая цель решается оценкой формы связи, которая характеризуется функцией регрессии, т.е. типом функциональной зависимости, которым мы приближенно пытаемся описать зависимость исследуемых нами явлений. Полученное при этом уравнение регрессии используется для содержательного описания изучаемого процесса, прогнозирования, выбора оптимального варианта и т.д. Если в уравнение регрессии включены признаки-факторы, учитывающие и возможное случайное поведение результативного признака, то такое выражение представляет регрессионную модель явления или процесса. Наибольшее применение получили уравнения регрессии, отражающие взаимосвязь одного результативного признака с одним (парная регрессия) или несколькими (множественная регрессия) признаками-факторами. Данный метод лучше графического и табличного методов выявления взаимосвязи, так как позволяет оценить эту связь количественно. При построение регрессионной зависимости производится сглаживание экономических показателей по сравнению со средним арифметическим. Для этого используют метод наименьших квадратов. В качестве начальной гипотезы будем считать, что  , т.е. форма регрессионной модели имеет линейный характер. Для определения численных значений a0 и a1 будем использовать эмпирические значения Xi и Yi. На основе этих данных требуется подобрать функцию y = f (х) , которая бы в некотором смысле наилучшем образом отражала зависимость между Х и Y . Определить вид функции y = f (х) можно либо из теоретических соображений , либо анализируя характер расположения точек на координатной плоскости. Выбрав вид функции y = f ( х0 ,а0, а1.,аn), необходимо подобрать входящие в ее выражение параметры а0, а1.,аn так, чтобы из всех функций данного вида выделить ту, которая лучше других описывает зависимость между изучаемыми величинами, т.е. обеспечивает наименьшее отклонение экспериментальных значений зависимой переменной от значений, получаемых в результате вычислений с помощью этой функции. Одним из методов решения поставленной задачи является метод наименьших квадратов [13.c.330-335]. Он заключается в следующем:  (2.6) Решим систему (2.6) в общем виде:  , (2.7) (2.8) Определив значения а , а1 и подставив их в уравнение связи у = а 0 + а1х находим значение у , зависящие только от заданного значения х. Для практического использования моделей регрессии большое значение их адекватность, т.е. соответствие фактическим статистическим данным. Корреляционно-регрессионный анализ обычно проводится для ограниченной по объему совокупности. Поэтому показатели регрессии и корреляции – параметры уравнения регрессии, коэффициенты корреляции и детерминации могут быть искажены действием случайных факторов. Чтобы проверить насколько эти показатели характерны для всей генеральной совокупности, не являются ли они результатом стечения случайных обстоятельств, необходимо проверить адекватность построенных статистических моделей. В качестве критерия адекватности используем критерии Фишера, выполняемый, по формуле (2.9).  ,(2.9) где S2yx - дисперсия обусловленная регрессией; S2ост - остаточная дисперсия, называемая стандартной ошибкой. Значение S2yx и S2ост вычисляются по формулам (2.10) и (2.11).  ,(2.10)  (2.11) Значение Fкрит находят в таблицах [4,с.246]. Если Fp>=Fкрит при степенях свободы K1=n-d, где d число значащих коэффициентов в уравнении регрессии и K2=n-d, где n - объем выборки и уровни значимости x=0.05, то будет считать, что модель адекватна. Для регрессионного моделирования мы выдвигаем следующие гипотезы о формах связи: Эот = а0 + а1х , (2.12) где Эот – общий технологический эффект. И = а0+ а1 х + а2 х2 , (2.13) где И – интенсификация. Эоу = а0+ а1 х + а2 х2 + а3х3 +а4х4 + а5х5 , (2.14) где Эоу – общий удельный эффект, т/скважино-операцию. Фактические формы данных моделей будут найдены в третьем разделе по результатам статистических исследований. 2.3 Маркетинговое прогнозирование экономической эффективности биополимера. Конечно, доходы нефтяной промышленности, их рост или падение – напрямую зависят от состояния цен на сырье, однако современная техника позволяет нефтедобывающим компаниям получать солидную прибыль даже в условиях постоянного снижения цен. В настоящее время большинство ведущих нефтяных компаний мира добились столь значительного сокращения производственных затрат, что добыча жидкого углеводородного сырья на новых месторождениях будет для них рентабельной даже в том случае, если цены на нефть упадут [12,с.30-35]. Впрочем, сказанное не нужно понимать в том смысле, что в условиях падения цен на нефть все добывающие компании будут по прежнему преуспевать. Но те, что постоянно совершенствуют технику добычи и э0ффективность освоения месторождений, безусловно оставят позади других, которые не в силах идти в ногу с ними. Специалистами СП “МеКаМинефть” в течении длительного периода времени разрабатывался материал (биополимер), оказывающий эффективное воздействие на пласты разрабатываемых месторождений, т.к. значительные валютные средства предприятий уходят на Запад на закупку не только оборудования, инструмента и насосно- компрессорных труб но и материалов, только по причине отсутствия координации деятельности однопрофильных предприятий и аккумуляции средств для поддержки отечественных производителей . С учетом больших перспектив применения биополимерных композиций отечественного производства, положительного опыта лабораторных и промысловых работ представляется необходимым дать экономическую оценку технологической эффективности биополимерного воздействия на пласты разрабатываемых месторождений с целью увеличения коэффициента извлечения нефти. На месторождениях ОАО “Славнефть – Мегионнефтегаз” в течении последних трех лет проводятся опытно-промышленные работы по применению отечественных водорастворимых биополимеров для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин о ограничения водопритоков. В качестве биополимера использованы микробные полисахариды в виде постферментационной жидкост, полученные по технологии, разработанной специалистами СП “МеКаМинефть”. Положительные реезультаты этих работ, низкая цена биополимера и отсутствие ресурсных ограничений для его производства значительно расширить масштабы применения биополимера. В результате этого нами был выполнен цикл исследований по применению отечественного биополимера с целью увеличения коэффициенты извлечения нефти путем организации биополимерного заводнения, результаты котор          Первые результаты новой технологии  В последнее время в нефтяном производстве все чаще стали использовать гидроразрыв пластов (ГРП). ГРП является одним из эффективнейших методов воздействия на призабойную зону скважин. Самый первый опыт гидроразрыва пласта в Когалымском регионе был проведен в 1989 году на Повховском месторождении. С этого момента прошло много времени, были внедрены разные технологии гидроразрыва, и этот процесс стал неотъемлемой частью работы всех месторождений предприятия. Если раньше основной задачей ГРП было восстановление естественной продуктивности пласта, ухудшенной в процессе бурения и эксплуатации скважин, то сейчас в приоритете — увеличение нефтеотдачи пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки как за счет вовлечения в разработку слабодренируемых зон и интервалов в объектах с высокой степенью выработки запасов, так и вовлечение в разработку низкопроницаемых, сильнорасчлененных объектов. Два наиболее важных направления развития в нефтедобыче за последние 15 лет — это как раз гидроразрыв пласта и бурение горизонтальных скважин. У этой комбинации очень высокий потенциал. Горизонтальные скважины можно бурить либо перпендикулярно, либо вдоль азимута развития трещины. Практически ни одна технология в нефтегазовой промышленности не дает столь высокой экономической отдачи. В этом убедились сотрудники Тевлинско-Русскинского месторождения, испытав на скважине 1744Г метод поинтервального ГРП. Об успешном опыте нам поведал ведущий инженер отдела повышения нефтеотдачи пластов Юрий Миклин. — В эпоху высоких цен на энергоносители добывающие компании стремятся извлечь максимум из своих активов, добывая столько углеводородов, сколько оправдано экономически, — рассказывает Юрий, — с этой целью часто вовлекаются в разработку протяженные интервалы пласта посредством горизонтальных скважин. Результаты традиционного гидроразрыва пласта в таких скважинах могут оказаться неудовлетворительными по экономическим и технологическим причинам. Метод поинтервального или, как еще говорят, многоинтервального ГРП, способен обеспечить более эффективную выработку запасов нефти за счет увеличения площади контакта трещины с пластом и создания высокопроводящих путей для движения нефти. Ухудшенные коллекторские свойства пластов вынуждают добывающие компании искать все новые и новые пути экономически более выгодных путей строительства скважины для дальнейшей стимуляции интересующих пластов с использованием последних достижений науки и техники. Осознавая это, компании стремятся сократить время, а соответственно, и расходы на дополнительные спускоподъемные операции и работу бригад капитального ремонта скважин с помощью специального оборудования, которое становится составной частью скважины. Одним из путей выхода является заканчивание скважины с горизонтальным окончанием хвостовиком с циркуляционными клапанами на компоновке, которые служат для закачивания смеси жидкости с проппанитом. Эта компоновка включает в себя разбухающие пакеры, предназначенные для закрепления хвостовика и придания ему устойчивости в открытом необсаженном стволе. Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширении имеющихся трещин в породах призабойной зоны при воздействии повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Длина трещин может достигать нескольких десятков метров. — Здесь надо учитывать, что расстояние между местами установки циркуляционных клапанов и соответственно местами инициирования трещин в горизонтальном стволе будет влиять на производительность каждого участка, — отмечает Юрий, — то есть требуется выбрать оптимальное расстояние между трещинами, исходя из геометрии проектируемых трещин. Мы должны максимально обезопасить себя от пересечения трещин в продуктивном пласте, что может явиться причиной осложнений при проведении ГРП. В идеальном случае максимальный дебит возможен при расстоянии между трещинами, равным радиусу дренирования. Это условие невыполнимо, учитывая конструкцию скважины 1744Г, поэтому расположение трещин необходимо было выбирать с максимально возможным удалением друг от друга. Учитывая наклонное залегание пластов, горизонтальные скважины наилучшим образом повышают площадь контакта с продуктивным пластом. Проведение ГРП по технологии «Zone Select» проходит следующим образом: сначала производится гидроразрыв самого дальнего интервала через компоновку, в которой уже открыт циркуляционный клапан. После чего с поверхности в колонну НКТ (насосно-компрессорных труб) вместе с продавочной жидкостью запускается шар, который, достигая забоя скважины, сначала открывает второй циркуляционный клапан для обработки следующего участка, а затем садится в специальное седло, отсекая обработанный интервал. При двух интервалах обработки используется один шар. Пропорционально увеличению количества интервалов обработки увеличивается и количество шаров. Причем каждый следующий шар должен быть большего диаметра, чем предыдущий. Шары изготавливаются из алюминия, и это важно. После стимуляции необходимого количества интервалов и закачки расчетного количества смеси жидкости и песка флот ГРП уезжает со скважины. На скважину становится флот ГНКТ (гибкие насосно-компресорные трубы), который осуществляет промывку, фрезерование шаров и освоение скважины с определением профиля притока и добывных возможностей скважины. Освоение производится азотом — это наиболее перспективное направление по снижению давления на забой скважины. В ТПП «Когалымнефтегаз» по данной технологии была проведена обработка двух интервалов скважины 1744Г Тевлинско-Русскинского месторождения. По сравнению с соседними горизонтальными и наклонно-направленными скважинами после проведения на них ГРП по стандартной технологии, на данной скважине были получены более высокие технологические показатели. Первоначальный дебит нефти на скважине 1744Г составил порядка 140 тонн в сутки. Напоследок хочется отметить, что именно масштабное применение ГРП позволяет остановить падение добычи нефти на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» и увеличивает выработку запасов из средне- и низкопродуктивных коллекторов. Преимуществами проведения поинтервального ГРП в горизонтальных скважинах по технологии «Zone Select» является не только увеличение эффективной площади контакта пласта со скважиной, дренирующей пласт, но и преодоление повреждения призабойной зоны ствола скважины после бурения, а также приобщение в разработку слабодренируемых участков с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Это свидетельствует о том, что горизонтальные скважины с применением поинтервального ГРП более эффективны и экономически выгодны. Гидравлический разрыв пластов Гидроравлический разрыв пластов - одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т.д. Процесс гидроразрыва пластов заключается в создании искусственных и расширения имеющихся скважин в породах призабойной зоны воздействием повышенных давлений жидкости, нагнетаемой в скважину. При повышении давления в породах пласта образуются новые или открываются или расширяются имеющиеся трещины. Вся эта система трещин связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров. Гидродинамическую эффективность метода и максимальное увеличение дебита скважины в результате гидроразрыва пластов можно оценить, исходя из следующего. Тещины, по сравнению с пористой средой нефтяных коллекторов, обладают более высокой пропускной способностью, поэтому можно допустить, что проницаемость призабойной зоны в радиусе трещины после разрыва стала бесконечно большой. Тогда приток к такой скважине можно рассчитывать, принимая ее радиус равным радиусу трещины. Следовательно, при одной и той же депрессии где Q(t) дебит скважины с радиусом r(t) ; Q-дебит совершенной скважины с радиусом r(c) ; R(k) -радиус контура питания. R(k) lg ----Q(t) r(c) ---- = ----------Q R(k) lg ----r(t) Промысловая практика показывает, что дебеты скважин после гидроразрыва увеличиваются иногда в несколько десятков раз. Это свидетельствует о том, что образовавшиеся трещины, по-видимому, соединяются с существовавшими ранее, и приток к скважине происходит еще и из ранее изолированных высокопродуктивных зон. Механизм образования трещин при разрыве пласта фильтрующейся в пласт жидкостью следующей. Под давлением, создаваемым в скважине насосными агрегатами, жидкость разрыва фильтруется в первую очередь в зоны с наибольшей проницаемостью. При этом между пропластками по вертикали создается разность давлений, так как в более проницаемых пропластках, давление больше, чем в малопроницаемых или практически не проницаемых. В результате на кровлю и подошву проницаемого пласта начинают действовать некоторые силы, выше лежащие породы подвергаются деформации и на границах пропластков образуются горизонтальные трещины. При разрыве не фильтрующейся жидкостью механизм разрыва пласта становится аналогичным механизму разрыва толстостенных сосудов. Образующиеся при этом трещины имеют, как правило, вертикальное или наклонное направление. При разрыве фильтрующейся жидкостью давление разрыва обычно значительно меньше, чем при разрыве нефильтрующимися жидкостями, так как в последнем случае механизм разрыва пород сходен с механизмом разрыва толстостенного сосуда. Фильтрующаяся жидкость, приникшая в пласт вследствие большой площади контакта с породой, Передаёт на неё большие усилия, достаточные для разрыва при давлениях, значительно меньших, чем необходимо для разрушения пласта нефильтрующейся жидкостью. Процесс разрыва в большой степени зависит от физических свойств жидкости и, в частности от ее вязкости. Чтобы давление разрыва было наименьшим, нужно, чтобы она была фильтрующейся. Повышение вязкости так же, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при разрыве пластов, осуществляется введением в них соответствующих добавок. Такими загустителями для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов, являются соли органических кислот, восокомолекулярные и коллоидные соединения нефти (например, нефтяной гудрон и другие отходы нефтепереработки) . Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные и нефте-кислотные эмульсии, применяемые при разрыве карбонатных коллекторов, и водо-нефтянные эмульсии. Эти жидкости и используются в качестве жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей при разрыве пластов в нефтяных скважинах. Применение жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей на углеводородной основе для разрыва пластов в водонагнетательных скважинах может привести к ухудшению проницаемости пород для воды вследствие образования смесей воды с углеводородами. Во избежание этого явления пласты в водонагнетательных скважинах разрывают загущенной водой. Для загущения применяют сульфид-спиртовую борду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде. Песок, предназначенный для заполнения трещин, должен удовлетворять следующим требованиям: 1) образовывать прочные песчаные подушки и не разрушаться под давлением; 2) сохранять высокую проницаемость под действием внешнего давления. Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо окатанный и однородный по гранулометрическому составу песок, обладающий высокой механической прочностью. Наибольшее применение получили чистые кварцевые пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА. Для гидроразрыва пласта в первую очередь выбирают скважины с низкой продуктивностью, обусловленных естественной малой проницаемостью пород, или скважины, фильтрационная способность призабойной зоны которых ухудшилась при вскрытии пласта. Необходимо также, чтобы пластовое давление было достаточным для обеспечения притока нефти в скважину. До разрыва пород скважину исследуют на приток и определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования на приток и данные о поглотительной способности скважины до и после разрыва дают возможность судить о результатах операции, помогают ориентировочно оценить давление разрыва, правильно подобрать подходящие свойства и количество жидкости для проведения разрыва. судить об изменениях проницаемости пород призабойной зоны после разрыва. Перед началом работ скважину очищают от грязи дренированием и промывают, чтобы улучшить фильтрационные свойства призабойной зоны. Хорошие результаты разрыва можно получить при предварительной обработке скважины соляной или глинокислотой (смесь соляной и плавиковой) , поскольку при вскрытии пласта проницаемость пород ухудшается в тех интервалах, куда больше всего проникают фильтрат и глинистый раствор. Такими пропластками являются наиболее проницаемые участки разреза, которые после вскрытия пласта при бурении на глинистом растворе становятся иногда мало проницаемыми для жидкости разрыва. После предварительной кислотной обработки улучшаются фильтрационные свойства таких пластов и создаются благоприятные условия для образования трещин. В промытую очищенную скважину спускают насосные трубы диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва падает на забой. При спуске труб меньшего диаметра вследствие значительных потерь давления процесс разрыва затрудняется. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливается пакер. Чтобы он не сдвигался, по колонне при повышенном давлении на трубах рекомендуется устанавливать гидравлический якорь. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой выдвигаются и прижимаются поршеньки якоря к обсадной колонне, кольцевые грани на торце поршеньков врезаясь в колону, оказывают тем большое тормозящее действие, чем выше давление. Имеются якоря и других типов. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкостей. Разрыв пласта осуществляется нагнетанием в трубы жидкости разрыва до момента расслоения пласта, который отмечается значительным увеличением коэффициента приемистости скважины. После разрыва в пласт нагнетают жидкость-песконоситель. Наибольший эффект дает закачка жидкости песконосителя при больших скоростях и высоких давлениях нагнетания, так как при этом шире открываются образовавшиеся трещины. Жидкость-песконоситель придавливают в пласт в объеме труб путем нагнетания в скважину продавочной жидкости, в качестве которой используют нефть для нефтяных скважин и воду - для нагнетательных. После этого устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье не спадет. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к ее освоению. Кроме описанной схемы гидроразрыва, в зависимости от условий проведения процесса и его назначения применяют другие технологические схемы. В неглубоких скважинах разрыв пласта можно проводить без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, а во втором как по трубам, так и по кольцевому пространству. При такой технологии можно значительно уменьшить потери давления в скважине при нагнетании очень вязкой жидкости. Для улучшения условий притока можно применять и многократный разрыв пласта. Сущность его заключается в том, что в пласте на разных глубинах создают несколько трещин и таким образом, существенно увеличивают проницаемость пород призабойной зоны в скважинах. Весьма важным вопросом при проведении гидроразрыва, требующем особого внимания, является определение местоположения и характера образующихся трещин. Эта задача успешно решается методами радиоактивного каротажа, проводимого после введения в трещину смеси обычного и радиоактивного песка. Активацию песка осуществляют адсорбцией и закреплением на его поверхности радиоактивных веществ. Адсорбированный активный компонент можно закрепить путем покрытия песчинок нерастворимыми в воде и нефти клеящими веществами. На кривых гамма-каротажа в интервале образования трещин имеются четкие аномалии радиоактивности. |