????н≤200±1,5 мм;????н=(200÷355)±2мм;. Аджимагомедов- разработка+. Увеличение производительности скважин с помощью гидравлического разрыва пласта на Уренгойском месторождении
 Скачать 144.68 Kb.
|
|
Свойства пластовых жидкостей и газов Состав пластового газа ачимовских залежей Уренгойского месторождения является, в основном метановым. Его концентрация в составе газа, опреде- ленном при первичных промысловых исследованиях, изменяется от 72,16 % мольных (скважина 800, пласт Ач5 2-3 ) до 91,11 % мольных (скважина 695, пласт Ач3). Суммарное содержание гомологов метана (этана, пропана, бутанов) изме- няется от 6,84 % мольных (скважина 695, пласт Ач3) до 22,47 % мольных  (скважина 707, пласт Ач4).Содержание тяжелых углеводородов группы С5+ из- меняется от 1,84 % мольных (скважина 1-21-02, пласт Ач3-4) до 18,18 % моль- ных (скважина 707, пласт Ач4). Концентрация неуглеводородных компонентов (азота и углекислого газа) варьирует от 0,42 % (скважина 746, пласт Ач3) до 2,49 % (скважина 800, пласт Ач5 2-3 ). Концентрация метана в газе, состав которого определен на основе анализа результатов ГКИ в процессе ОПЭ и разработки пластов Ач3-4 и Ач5 2-3 , изменяется от 74,07 % мольных (скважина 778, пласт Ач5 2-3 ) до 89,46 % мольных (скважина 2-13-03, пласт Ач5 2-3 ). Суммарная концентрация этана, пропана и бу- тана в пластовом газе варьирует от 6,27 % мольных (скважина 2-13-03, пласт Ач5 2-3 ) до 17,84 % мольных (скважина 794, пласт Ач3). Концентрация компонентов группы С5+изменяется от 1,79 % мольных (скважина 1-15-03, Ач3-4) до 10,28 % мольных (скважина 805, Ач5 2-3 ). Суммарное содержание неуглеводо- родных компонентов изменяется от 0,19 % мольных (скважина 2-10-02, Ач5 2-3 )до 2,09 % мольных (скважина 2-25-01, Ач5 2-3 ).  2 ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Цели и задачи гидравлического разрыва пласта При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи: а) создание трещины; б) удержание трещины в раскрытом состоянии; в) удаление жидкости разрыва г) повышение продуктивности пласта. Создание трещины. При нагнетании жидкости под высоким давлением, подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут преодолены внутренние напряжения в породе. Происходит расслоение породы и образование новых или расширение существующих трещин. Трещины образуются в местах наименьшей механической прочности пород, часто по плоскостям напластовываний, или в наиболее проницаемой части продуктивного пласта. Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (или кварцевый песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей. Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.  Повышение продуктивности пласта. До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.Цель гидравлического разрыва. Гидравлический разрыв пласта производится в скважинах: работающих с дебитами, значительно меньшими потенциально возможных, исходя из емкостно-фильтрационной характеристики продуктивного пласта; вскрывших продуктивный пласт с низкой проницаемостью, но с высоким пластовым давлением и значительными запасами газа (нефти); работающих со значительно меньшей продуктивностью по сравнению с окружающими; с разрушающейся призабойной зоной, с применением пробкообразующих агентов, для снижения депрессии на пласт с целью предупреждения разрушения породы; нагнетательных для увеличения приемистости пласта. Проведение гидроразрыва преследует две главные цели: 1. Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности. 2. Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет. 2.2 Требования к жидкостям и материалам для проведения гидравлического разрыва пласта Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины. Основные жидкости для ГРП: нефть, ДТ, вода, раствор соляной кислоты, эмульсии. Требования к жидкостям: Доступность, дешевизна, хорошая пескоудерживающая способность, низкие потери на трение при закачке с высокими расходами (до 6 м3/мин), имеет свойства, исключающие набухание глинистых минералов нефтяного пласта, вызывает минимальное повреждение пласта веществами, входящими в состав геля, имеет хорошую стойкость (сохраняемость свойств) при высокой температуре заданное время, легко разлагается и теряет вязкость после остановки закачки, максимально полно выносится из пласта. Нефть, дизельное топливо, вода – применяются с добавками, повышающими вязкость. Для примера рассмотрим наиболее часто применяемый водный гель. Вода иметь рН 5,5-7,0, т.е. быть нейтральной. Минимальная минерализация, отсутствие ионов натрия.  Для водных гелей в качестве загустителя применяется гуаровый полимер. После добавки его в воду образуется так называемый линейный гель. Жидкость, вязкость которой составляет 10-50 сПз. Для увеличения вязкости в линейный гель добавляют боратовый сшиватель (крослинкер), при этом линейные молекулы полимера связываются поперечными связями, приобретая пространственную структуру. Кажущаяся вязкость такой жидкости достигает до 500-600 сПз. Кроме полимера и сшивателя в водный гель обязательно добавляется бактерицид для подавления сульфатовостанавливающих бактерий, а также ингибитор набухания глин. Для снижения трения при прокачки вязкой жидкости добавляется сурфоктант. Для саморазрушения геля после ГРП, в раствор добавляется деструктор, который под действием температуры разрушает связи в молекулах полимера, снижает вязкость до 5-10 сП, при этом жидкость ГРП легко выносится из трещины при освоении скважины.В качестве расклинивающего материала применяются искусственные проппанты или отсортированный кварцевый песок. Проппант в основном состоит из двух веществ - оксид алюминия и оксид кремния. Чем больше SiO2, тем легче проппант. Прочность определяется содержанием оксида алюминия. Типичные размеры гранул от 0,4 до 1,6 мм Требования к проппантам: Прочность, стойкость к раздавливанию, округлость, сферичность, отсортированность (чем однороднее фракция, тем выше проводимость), дешевизна, доступность, стойкость к воздействию кислотами. С целью уменьшения выноса проппанта применяется армирующий материал – рубленные волокна стекловолокна или химическая обработка проппанта, склеивающая зерна проппанта между собой, без значительного снижения проводимости. Наиболее часто применяется проппант с полимерным покрытием. В пластовых условиях под действием температуры и сжимающих напряжений в точках контакта гранул полимер склеивается, образуя монолит, устойчивый к значительным депрессиям. 2.3 Технология проведения гидравлического разрыва пласта Проведение гидравлического разрыва пласта на газовых скважинах имеет ряд специфических особенностей, связанных с существенным различием физических свойств газа и жидкости, а также с недопущением физико-химического взаимодействия рабочей жидкости и породы пласта. Для проведения гидравлического разрыва пласта составляется план, который утверждается главным инженером и главным геологом НПУ. Согласно этому плану необходимо: 1) подготовить скважину; 2) выбрать рабочие жидкости и песок; 3) определить расчетные показатели процесса гидроразрыва; 4) выбрать технологическую схему для проведения гидроразрыва и необходимые агрегаты; 5) освоить и исследовать скважину после гидроразрыва. Для проведения гидравлического разрыва пласта применяют агрегаты 2АН - 500, 4АН - 700, а также пескосмесители ЗПА.  Расположение пакера и якоря в скважине. Для проведения гидравлического разрыва пласта применяется комплекс оборудования, в состав которого входят: насосные и пескосмесительные установки, автоцистерны, арматура устья скважин, блок манифольда, пакер и якорь.Для проведения гидравлического разрыва пласта выбирают скважину. ГРП не рекомендуется проводить в технически неисправных скважинах ( наружен фильтр, смята колонна) или расположенных вблизи водо - или газонефтяного контура во избежание преждевременного обводнения нефтяных скважин или прорыва газа. Перед проведением гидравлического разрыва пласта талевый блок опускается вниз, отводится в сторону и прикрепляется к ноге подъемного сооружения. На глубиннонасосных скважинах отключается привод станка-качалки, затормаживается редуктор и вывешивается плакат: Не включать - работают люди. Балансир станка-качалки демонтируется либо устанавливается в положение, при котором он не будет мешать установке устьевой арматуры и выполнению работ по обвязке устья скважины. Перед проведением гидравлического разрыва пласта талевый блок должен быть спущен, отведен в сторону и прикреплен к ноге спускоподъемного сооружения. Перед проведением гидравлического разрыва пласта талевый, блок опускается вниз, отводится в сторону и прикрепляется к ноге подъемного сооружения. На глубиннонасосных скважинах, затормаживается редуктор и вывешивается плакат: Не включать - работают люди. Балансир станка-качалки демонтируется либо устанавливается в положение, при котором он не будет мешать установке устьевой арматуры и выполнению работ по обвязке устья скважины. Проведение основного ГРП Удалить весь персонал, не занятый в процессе работы, в безопасную зону. Открыть устьевую задвижку ГРП на линии высокого давления. Открыть устьевую задвижку на затрубной линии и осуществлять постоянный контроль давления в затрубном и в малом затрубном пространстве во время закачки. Остановить насосы одновременно, закрыть задвижку высокого давления на нагнетательной линии. Прекратить работы на линии высокого давления до распоряжения руководителя работ по ГРП. Загерметизировать устье скважины. Загерметизировать затрубное пространство. Стравить давление со всех линий высокого давления. Провести инвентаризацию фактического использования объёмов хим. реагентов и проппанта. Внести результаты в полевой отчёт по скважине с приложением графических диаграмм отображением всех операций, проведённых на скважине, составить и подписать необходимую документацию на проведенные работы совместно с представителем супевайзинговой службы ОАО «АРКТИКГАЗ». Провести комплекс заключительных работ после ГРП, включающих в себя: -Демонтаж оборудования и линий высокого давления. -Демонтаж устьевого протектора. Зафиксировать целостность уплотнительного элемента протектора фотоматериалами, демонтаж проводить в присутствии представителя Заказчика. Приступить к передислокации оборудования ГРП с кустовой площадки. Монтаж /демонтаж нагнетательных линий высокого давления проводить при отсутствии в них давления и только по команде ответственного руководителя. Провести зачистку кустовой площадки. Передать скважину и кустовую площадку представителю бригады сопровождения с составлением акта приема-передачи.  Опыт проведения гидравлического разрыва пласта в различных геолого-физических условиях выявил, что число трещин, их протяженность в разрезе при разработке с заводнением необходимо проектировать с учетом всех свойств пластовой жидкости и системы расположения скважин. В результате гидравлического разрыва пласта в неоднородном по строению коллекторе в разработку подключаются продуктивные и не дренированные ранее пропластки, значительно повышается охват пласта вытеснением.При проведении гидравлического разрыва пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует производить пакерование колонны.  Рис.2.1 – Схема проведения ГРП а) установка пакера б) создание трещин в) закрепление трещин 1 – скважины; 2 – НКТ; 3 - пласт; 4 – пакеры; 2.4 Гидравлический разрыв пласта с предварительной гидропескоструйной перфорацией При проведении скважинных работ важно не допустить закупорки перфорационных отверстий. Все операции, которые могут привести к осыпям (цементирование, установка песчаных заглушек, проработка скребком и др.) должны проводиться до перфорирования. Затем жидкости в скважине вытесняются чистыми жидкостями. Эта операция также проводится до перфорирования.  За исключением случаев ограниченной перфорации, пристрелочно-взрывные работы (ПВР) на скважине должно выполняться таким образом, чтобы минимизировать: давления трения в пристволье и риск преждевременного «Стопа» при закачке ГРП, падение давления в призабойной зоне и вынос проппанта при эксплуатации, а также, чтобы обеспечить хорошее перекрытие продуктивной зоны, избежав в то же время контакта трещины с зонами нежелательных флюидов.Важно, чтобы диаметр перфорационных отверстий соответствовал размеру проппанта. Во многих случаях, особенно при осадконакоплениях, рекомендуется повторное перфорирование до начала ГРП. В отсутствие надежной информации в целях безопасности скважины рекомендуется ПВР с плотностью 20 отв/м, фазированием 60 град., с входным диаметром отверстий 12мм. Длина интервала перфорации может оказать влияние на трещину. Для вертикальных скважин ограничение по интервалу перфорации 15-30 метров. На наклонно-направленных скважинах интервал ПВР должен прогрессивно уменьшаться при нарастании отхода от вертикали. В случае если зенитный угол ствола составляет 45 град и более, рекомендуемый интервал не должен превышать 10 метров. Интервал перфорации должен быть ограничен на скважинах с большим отходом и горизонтальных. Меньшие интервалы ПВР следует предусмотреть и в случае жестких пород, а также при неблагоприятной ориентации стрессов в призабойной зоне. Для горизонтальных скважин в меловых породах рекомендуемый интервал перфорации составляет от 0,7 до 2,5 метров, в зависимости от ориентации ствола. В более жестких породах интервал ПВР должен быть сокращен до 0,7 м. На вертикальных скважинах и скважинах с зенитным углом менее 45 град прострел выполняется с фазированием 60 град. При больших углах отхода и на горизонтальных скважинах прострел выполняется с фазированием от 0 до 180 град с ориентацией кровли и подошвы интервала перфорации по вектору силы тяжести. За исключением случаев частичной (ограниченной) перфорации плотность ПВР должна быть как минимум 10 отв./м. Как правило, глубина отверстий в 100-150 мм является достаточной. Депрессия на пласт может снизить начальное давление разрыва на 68 атм и, вероятно, даст возможность привлечения к ГРП большей части интервала перфорации. Вызов притока перед ГРП имеет такой же эффект. В иных случаях избыточное (репрессия) или сбалансированное давление может быть достаточным. Перфорирование на очень высокой репрессии перед ГРП может помочь минимизировать проблемы с искривлением каналов, обусловленным некачественными работами ПВР, однако, как правило, не рекомендуется. 2.5 Факторы, определяющие эффективность гидроразрыва пласта Существует ряд факторов, которые следует учитывать при проектировании процесса ГРП.  Литологическая характеристика пласта, а именно тип коллектора, степень сцементированности зерен, степень трещиноватости и кавернозности, степень глинистости. Из опыта ГРП по России известно, что наибольший эффект от проведения операций ГРП получается в карбонатах или сильно сцементированных песчаниках с низким содержанием глин и малой степенью трещиноватости. Неуспешные операции ГРП определялись некоторыми признаками и один из первых это разрушение глинистых экранов и, как следствие резкое, увеличение обводненностью скважин. Наличие в пласте трещин ставит под угрозу выполнение ГРП, так как возможен уход жидкости разрыва в естественные трещины и мы не получим никакого эффекта.2) Литологическая неоднородность, характеризующаяся коэффициентами песчанистости, расчлененности, анизотропии. Большой эффект получается при воздействии на однородный пласт с низким коэффициентом анизотропии по проницаемости. 3) Физические свойства пласта (пористость, проницаемость). Эффект будет положительным в пластах с низкими фильтрационными характеристиками, так как при высоких данных характеристиках нет смысла проводить ГРП. 4) Наличие газовой шапки и подошвенной воды. При их близости ставится под сомнение успешность ГРП. Известно также, что во избежание прорыва воды не рекомендуется осуществление ГРП в случаях, когда раздел между продуктивным и водоносным горизонтами менее 10 м. 5) Толщина продуктивного пласта. Для направленного ГРП необходимо пласт отпакеровать двумя пакерами. Поэтому достаточно проблематично осуществление данного процесса в пластах мощностью менее 2 м. 6) Глубина залегания пласта, а точнее величина пластового давления.  7) Степень закольматированности призабойной зоны пласта. В отдельных случаях невозможно провести иные ГТМ по повышению продуктивности, кроме ГРП.8)Степень обводненности продукции скважин, которая характеризует равномерность дренирования эффективной толщины пласта. При наличии в продуктивной толщине высоко обводненных пропластков эффективность ГРП низка. 9) Темп закачки и давление обработки иногда ограничивают, в зависимости от градиента разрыва пласта и возможностей устьевого оборудования. 10) Жидкость разрыва оказывает сильное влияние на распределении и закачивание расклинивающих агентов и на общую эффективность воздействия на пласт. Высоковязкая жидкость создает более широкую трещину и лучше транспортирует расклинивающие агенты, но при ее закачивании возникает более высокое давление, которое создает предпосылки для нежелательного роста трещины по вертикали. 11) Объем жидкости разрыва. От параметра зависит длина и раскрытость трещины. 12) Качество расклинивающего агента. Прочность расклинивающего агента должна быть достаточной, чтобы не быть раздавленной массой вышележащей толщи горных пород и, в то же время, зернистые материалы не должны вдавливаться в поверхность трещины. Не допускается широкий разброс по фракционному составу. Считается, что с увеличением размера частиц увеличивается гидропроводность трещины, а с уменьшением их размера повышается транспортирующая способность жидкости-песконосителя. 13) Концентрация расклинивающего агента. Содержание песка либо другого агента определяется удерживающей способностью жидкости-песконосителя. При малом содержании агента имеем возможность того, что трещина полностью не заполнится, а при большом появляется возможность образования песчаной пробки. 14) Объем продавочной жидкости. Он определяет конечную глубину проникновения расклиненной трещины и ее проводимость. Все эти факторы можно разделить на геологические (исходная информация) – факторы не поддающиеся корректировке и технологические, которые можно регулировать, используя промысловый опыт. |