Не так страшен черт: что нужно знать про технологию гидроразрыва пласта? Добыча нефти грп


что нужно знать про технологию гидроразрыва пласта? / Статьи / Finance.ua

Малая история ГРП

В мировой практике добычи нефти и газа, гидроразрыв пласта занимает видное место среди прочих методов интенсификации притока углеводородов. Однако в Украине последние несколько лет он подвергается критике, основанной на применении исключительно при добыче сланцевого газа, и сомнениях относительно совершенства технологий, которые нам якобы «навязывают» западные компании.

Альтернативой добыче собственных нефтегазовых ресурсов является их импорт. Стоимость импорта газа из России, основного поставщика для Украины, широко известна и она стала основной причиной активизации мер по снижению энергетической зависимости – диверсификации маршрутов и источников поставки газа, в т.ч.: внешней – поставки газа из Европы по схеме «реверса» и в виде СПГ, а также внутренней – увеличения собственной добычи на суше и шельфе.

Последнее время немногим компаниям, работающим на территории Восточной Европы, удается достигнуть значительного прогресса в добыче нефти и газа. В первую очередь это объясняется истощенностью месторождений и низким уровнем запасов, при которых традиционные методы бурения и добычи уже не работают. Другими словами, шансы на то, что после бурения обычной вертикальной скважины будет зафиксировано попадание в подземный природный резервуар скопления газообразных углеводородов и будет получен стабильный приток товарной продукции – невелики.

Условия добычи газа остаются почти неизменными на Севере России, Катаре, Иране и еще нескольких регионах, которые географически расположены над такими резервуарами, которые имеют гигантские масштабы и благоприятные условия залегания ископаемых. Более того некоторые из этих стран осуществляют обратную закачку добытого газа для увеличения давления в нефтяных пластах и таким образом – извлечения больших объемов нефти.

Однако все же большая часть стран мира вынуждена внедрять способы интенсификации добычи газа на своей территории, т.е. применять новые методы извлечения углеводородов на истощенных месторождениях и в новых, более глубоких, продуктивных горизонтах, где нефть и газ содержатся в плотных породах: угольных пластах, сланцах, плотных песчаниках и др.

Технология добычи углеводородов в плотных породах, которые залегают узким, но протяженным пластом, изначально требует бурения обычной вертикальной секции скважины, а после – горизонтальной секции (путем искривления ствола), сооружаемой внутри и вдоль продуктивного горизонта длинной около 1 км. Это позволяет увеличить площадь контакта с породой и соответственно увеличить приток товарной продукции с применением методов интенсификации добычи, известных и в США и СССР еще с 50-х годов прошлого века, в частности, такого как гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Применение именно таких методов позволяет странам с недостаточным ресурсным потенциалом, но высоким энергопотреблением получить, хотя бы относительную энергетическую независимость, снижая внешнее влияние от дорогостоящего импорта углеводородов.

Что такое «гидроразрыв пласта»?

«ГРП — один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин и увеличения приёмистости нагнетательных скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, как правило, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников» – Источник: Википедия.

Согласно терминологии «Газпрома»: «Гидроразрыв пласта – гидравлический разрыв пласта, — формирование трещин в массивах газо-, нефте-, водонасыщенных и других горных породах под действием подаваемой в них под давлением жидкости. Операция проводится в скважине для повышения дебита за счет разветвленной системы дренирования, полученной в результате образования протяженных трещин. Реализация гидроразрывов пластов на газовых скважинах стала возможной с появлением насосных агрегатов, обеспечивающих скорость закачки 3–4 куб.м/мин при давлении 100 МПа. При закачке в скважину рабочей жидкости с высокой скоростью на ее забое создается высокое давление. Если оно превышает горизонтальную составляющую горного давления, то образуется вертикальная трещина. В случае превышения горного давления формируется горизонтальная трещина.

В качестве рабочей жидкости, как правило, используют загущенные жидкости на водной или углеводородной основе. Вместе с рабочей жидкостью закачивают закрепляющий агент (песок или твердый материал фракции 0,5-1,5 мм), заполняющий трещину и препятствующий ее смыканию. При применении загущенной жидкости за счет снижения ее утечек в пласт можно поднять забойное давление при значительном снижении скорости закачки и за счет песконесущей ее способности транспортировать закрепляющий агент по всей длине трещины». На постсоветском пространстве общепринятым является сокращение – «ГРП», однако для подчеркивания негативного акцента процесса, чаще используется его иностранное название – «фрэкинг» (сокращение от англ. Hydraulic fracturing).

Некоторые факты про ГРП:

- жидкость для процесса в среднем 99,95% состоит из воды и песка с малой долей химических добавок, также используется вода и др. жидкости, азот или СО2, ранее применялся раствор с крахмалом;

- ежегодно десятки тысяч скважин подвергаются ГРП, по результатам которых пока что не доказано загрязнение подземных вод жидкостью применяемой при операции;

- лидерами применения и идеологами создания технологии являются США и Россия.

ГРП: насколько это новая технология?

ГРП не является новой технологией. Впервые он был применен в США в 1947 г. на газовом месторождении Hugoton в округе Грант юго-западного Канзаса компанией Stanolind. Эксперимент не был очень успешен. Патент на этом процессе был выпущен в 1949 г., а исключительная лицензия была выдана Halliburton Oil Well Cementing Company. 17 марта 1949 г. Halliburton выполнил первые два коммерческих ГРП в округе Стивенс (штат Оклахома), и округе Арчер (Техас). В качестве жидкости при первых ГРП использовалась техническая вода, в качестве расклинивающего агента – речной песок. Чуть позже ГРП проводились и в СССР. В 1953-1955 гг. разработчиками теоретической основы стали советские учёные Христианович С.А. и Желтов Ю. П. (модель трещин ГРП «Христиановича-Желтова»), которые также оказали значительное влияние на развитие ГРП в мире. Сфера применения ГРП расширилась также на добычу метана из угольных пластов, газа уплотненных песчаников, а также сланцевого газа. Впервые в мире гидроразрыв угольного пласта был произведён в 1954 г. на Донбассе. Сегодня метод ГРП довольно часто применяется как государственными, так и частными добывающими компаниями как метод интенсификации добычи нефти и газа.

До 1988 г. в США было проведено более 1 млн. ГРП (1500 ГРП в месяц), а сфера применения этой операции настолько расширилась, что около 40% скважин после бурения подлежали проведению ГРП и более 30% запасов стало экономично выгодно разрабатывать с применением ГРП. Благодаря ГРП было обеспечено увеличение добываемых запасов на 1,3 млрд.т нефти.

В 2002 г. в Северной Америке была разработана модернизированная технология ГРП для коллекторов с высокой проницаемостью. Уже в 2005 г. было известно, что на 85% газовых и более 60% нефтяных скважин проводился ГРП. Таким образом, этот метод стал обычным методом завершения газовых скважин всех типов коллекторов.

За последние 65 лет, эта технология использовалась энергетическими компаниями для извлечения природного газа и нефти из ловушек в скальных образованиях, а также для стимулирования притока воды из водных скважин и доведения геотермальных скважин до коммерческой жизнеспособности. Сегодня, для получения или сохранения экономической целесообразности эксплуатации, девять из 10 сухопутных нефтегазовых скважин нуждаются в проведении ГРП.

ГРП – не является новинкой и для Европы. Например, во Франции, результаты отчета Парламентского управления по оценке научно-технологических решений (Office parlementaire d’évaluation des choix scientifiques et technologiques, OPECST) указывали на то, что процесс ГРП использовался в стране с 1980-х годов не менее 45 раз без каких-либо последствий для окружающей среды. Для сравнения, в Великобритании начиная с 1970 г. было проведено более 200 ГРП. В 1980-х годах Германия и Нидерланды, для увеличения объемов добычи на существующих наземных скважинах, начали применять ГРП. Начиная с 1975 г. массивные ГРП были проведены в Германии на газовых скважинах в плотных песчаниках Rotliegend и угольных пластах (рис. 2), что до сих пор обеспечивает большую часть немецкой добычи природного газа.

До настоящего времени в Нидерландах ГРП произведен на более 200 скважинах. В частности за 2007-2011 гг. на 22 скважинах, в т.ч. 9 – на суше и 13 – на шельфе.

Этот период совпал с открытием новых нефтегазовых месторождений в Северном море. В 1970-х годах Великобритания, Норвегия, Нидерланды и др. начали их эксплуатацию.

Инновационные возможности горизонтального бурения, которое позволяет добывать газ в больших объемах, были подтверждены французской компаний Elf Aquitaine, которая, в период 1980-1983 гг., успешно осуществила бурение нескольких скважин на юго-западе Франции.

Несмотря на успешность продвижения технологии страны ЕС по-разному рассматривают применение ГРП и вообще разработку сланцевого газа.Статья 194 Лиссабонского договора (международный договор, подписанный на саммите ЕС 13 декабря 2007 г.), который был призван заменить не вступившую в силу конституцию ЕС, гласит, что принятие решений о структуре потребляемых энергоресурсов относится к компетенции конкретных государств-членов ЕС в свете отдельных энергетических приоритетов, проблем энергетической безопасности и имеющихся ресурсов. Именно поэтому разные страны-члены ЕС применяют различные подходы к разработке сланцевого газа.

Пример тому, Польша – крупный импортер природного газа, а также крупнейший в ЕС производитель и потребитель угля. Правительство Польши приняло решение о разведке сланцевого газа, как средства для поддержки снижения внутренней добычи традиционного газа, декарбонизации своей экономики (уменьшения объемов потребления угля и его доли в структуре энергобаланса) и уменьшения зависимости от импортируемого газа.

Другие страны, такие как Великобритания, Дания, Швеция, Венгрия, Румыния и Литва также изучают, планируют изучить потенциал своих ресурсов и постепенно внедряют ГРП на своих месторождениях. Пока что лишь три страны ЕС: Франция, Чехия, Болгария заблокировали использование ГРП на своей территории.

К концу ХХ века совместное применение горизонтального бурения и гидроразрыва вызвали революцию в газовой отрасли, которая началась в США и теперь меняет мир. (О роли США в сланцевой революции см. публикацию Америка меняет «газовый» мир: результаты сланцевой революции.) Несмотря на различное отношение к добыче сланцевого газа, США и Россия являются странами, где ГРП получил наиболее широкое распространение как один из основных методов добычи нефти и газа, – ежегодно производится несколько тысяч таких операций.

Мировые тенденции развития и расширения использования этого метода затронули не только страны Европы, но и Россию, и Украину, которые уже более 65 лет используют его на своих истощаемых месторождениях. Однако с 2006 г., на фоне обострения межгосударственных взаимоотношений в вопросе стоимости импорта российского газа, Украина определила одной из альтернатив снижения газовой зависимости от России – активизацию деятельности по разведке и добыче сланцевого газа. С этого момента официальные позиции двух стран, профессионального сообщества и граждан общества двух братских народов, относительно ГРП, стали расходиться.

Александр ЛактионовГлавный специалист по исследованию энергетических рынков компании “Смарт Энерджи”

news.finance.ua

Добыча нефти и газа

В течение нескольких десятилетий гидравлический разрыв пласта считался   нетрадиционным   методом   завершения  бурения  газоконденсатных скважин, но за последние 10 лет он стал одним из передовым методом,  с помощью которого добывается большая часть природного газа в США.

На основе самых последних данных  EIA (Служба энергетической информации США) оценивает, что на извлечение газоконденсата из скважин гидравлическим разрывом приходится около двух третей  от общей добычи газоконденсата в США. Эта доля  даже больше, чем доля  нефти, добываемой с помощью данного метода, в котором гидравлический разрыв плата составляет около половины текущей добычи  нефти США.

Гидроразрыв, часто в сочетании с бурением, включает  принудительную закачку  жидкости  под высоким давлением из ствола скважины в породу, пока она не разорвется.

Созданные искусственные трещины в плате увеличиваются, поскольку жидкость разрыва под высоким давлением поступает в породу. Жидкость разрыва содержит расклинивающий наполнитель, или мелкие, твердые частицы ¾ проппант, который заполняет расширяющиеся трещины. Когда закачка прекращается, а давление снижается, пласт пытается принять свою первоначальную конфигурацию, но расклинивающий агент сохраняет трещины открытыми. Это позволяет углеводородам течь из пласта породы в ствол скважины, а затем на поверхность.

Служба энергетической информации США показывает резкое увеличение добычи, связанной с гидравлическим разрывом. В 2000 году около 26 000  скважин с гидроразрывом добывали 3,6 миллиардов кубических футов в день газоконденсата в США, что составляло менее 7% от общей добычи. К 2015 г. количество ГРП скважин выросло до предполагаемой цифры 300000, а добыча из этих скважин выросла до  53 миллиардов кубических футов в день, что составляет 67% от общей добычи.

Служба энергетической информации США измеряет добычу газоконденсата тремя способами. Валовый выход включает все  на устье скважины:  жидкости и неуглеводородные газы, конденсат и воду. Товарный газ исключает природный газ, используемый для закачки обратно в пласт,   сжигаемый и неуглеводородный. Товарный газ дополнительно перерабатывается в сухой природный газ. Этот процесс, включает  не только извлечение ценных жидких углеводородов (этан и пропан), но и удаление посторонних примесей и негорючих газов.

Добыча природного газа методом гидроразрыва в основном приходится на сланец и другие плотные породы формаций Марцеллус  и

Ютика в бассейне Аппалачи, формации Баккен в Монтане и Северной Дакоте, формации Игл Форд в Техасе  и многопластовые формации Пермского бассейна в Техасе и Нью-Мексико[1].

Гидравлический разрыв пласта не ограничивается природным газом в сланцах или других горных породах,  а также и горизонтальными скважинами. Операции гидроразрыва успешно используются в наклонных и вертикальных скважинах,  на газ и нефть, а также в обычных формациях и пластах. На сегодняшний день большинство газоконденсата добывается в  48 штатах методом гидроразрыва.

oilloot.ru

Перспективность кислотного гидравлического разрыва пласта на месторождениях Республики Башкортостан

Библиографическое описание:

Хабибуллин А. Ф., Лысенков А. В. Перспективность кислотного гидравлического разрыва пласта на месторождениях Республики Башкортостан // Молодой ученый. — 2017. — №22. — С. 217-221. — URL https://moluch.ru/archive/156/44071/ (дата обращения: 08.09.2018).



Выбор оптимальной технологии воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) для карбонатных коллекторов осложнен постоянно меняющимися условиями разработки. Одним из самых эффективных способов воздействия является кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП). Но не все операции КГРП проходят успешно и экономически целесообразны. Выявлено, что успешность операции зависит от ранее проведенных геолого-технических мероприятий на ПЗП. Авторами выполнен прогноз по дополнительной добыче нефти после КГРП в зависимости от ранне проведенных обработок на ПЗП.

Ключевые слова: гидроразрыв пласта, ГРП, кислотный ГРП, Республика Башкортостан, трудноизвлекаемые запасы нефти

Selection of an optimal technology for impact on the face zone for carbonate collectors is complicated by conditions of the development witch are constantly changing. One of the most effective methods of influence is acid fracturing. But not all operations of the acid fracturing are successful and economically efficient. It was revealed that the success of the operation depends on the well intervention techniques on the face zone. Witch were previously conducted. The forecast of an additional oil production after the acid fracturing, depending on the early processing of the face zone, Was carried out by authors.

Key words: fracturing, acid fracturing, Republic of Bashkortostan, hard to recover reserves

Проблема изучения карбонатных отложений приобретает все большее значение в связи с открытием в них на различных глубинах крупных месторождений нефти и газа. С карбонатными коллекторами связано более 40 % мировых запасов нефти и около 60 % мировой добычи нефти.

На рисунке 1 показана динамика структуры добычи нефти в Октябрьском управлении добычи нефти и газа. Основные отборы нефти с начала разработки осуществлялись из мощных залежей терригенного девона. Позже в разработку были вовлечены залежи, составляющие отдельный объект разработки, — терригенную толщу нижнего карбона. Терригенные объекты прошли все основные стадии разработки и в настоящее время находятся на завершающей стадии. Доля добычи нефти из карбонатных пластов постоянно увеличивается и на данный момент составляет примерно 60 % [1].

Рис. 1. Динамика структуры добычи нефти по нефтеносным комплексам, разрабатываемых Октябрьским УДНГ

Так как карбонатные коллектора характеризуются высокой степенью расчлененности и прерывистостью продуктивных пластов, наличием и широким развитием густой сети трещин и каверн самых разнообразных размеров и протяженности выбор оптимальной технологии разработки весьма затруднен. Коэффициент успешности проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов составляет лишь 30–80 % по различным объектам, а в половине скважин, затраты, связанные с проведением воздействия, не окупаются дополнительно добытой нефтью.

Одним из самых эффективных способов воздействия на карбонатные пласты является способ кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП). На данный момент около трети запасов нефти можно извлечь только с использованием технологии КГРП [2], но на основе анализа промыслового опыта на месторождениях Башкирии было выявлено, что данная технология не всегда показывает желаемых результатов.

Операция КГРП является одной из самых высокозатратных операций в нефтедобыче. В среднем, с учетом практики работ в России зарубежных фирм, один процесс обходится в 100 тыс. долларов [3]. Поэтому, к КГРП предъявляются жесткие технологические и экономические требования. Современный КГРП должен обеспечить увеличение продуктивности скважин в 2–3 раза, с успешностью не менее 85–90 % и с продолжительностью эффекта не менее 2–3 лет. Только при соответствии этим критериям КГРП считается успешным и экономически целесообразным [4].

С целью выявления факторов, влияющих на величину успешности проведения КГРП, были изучены все операции КГРП за 2016г на месторождениях Республики Башкортостан. Было выявлено, что на скважинах, на которых за последние 3 года проводились операции по обработке призабойной зоны (ОПЗ) успешность операции КГРП примерно 2 раза ниже, чем на скважинах, на которых операции по обработке призабойной зоны не проводились. На рисунке 2 наглядно видно процентное соотношение успешности операций.

Рис. 2. Результаты анализа успешности проведения КГРП в зависимости от ранее проведенных на скважине ОПЗ

Как видно из рисунка 2 всего за 2016 год КГРП был проведен на 200 скважинах. Кислотный ГРП на скважинах где в течение последних трех лет проводились ОПЗ показал успешный результат лишь в 22 скважинах из 66 скважин. А на скважинах где за последние три года не проводились ОПЗ кислотный ГРП показал успешный результат в 96 случаях из 134. Из этого можно сделать вывод, что ранее проведенные геолого-технические мероприятия на призабойную зону отрицательно влияют на успешность проведения КГРП.

Вследствие существенной неоднородности строения продуктивного карбонатного пласта степень охвата его кислотным воздействием при проведении повторных КГРП, как правило, невысока, т. к. в процессе обработки кислота движется в основном по одним и тем же каналам и трещинам, оставляя без воздействия значительную часть продуктивного пласта. Поэтому эффективность кислотного воздействия быстро снижается с ростом числа повторных обработок, проведенных на одной скважине.

На рисунке 3 показан график, показывающий, во сколько раз увеличился дебит нефти после кислотного ГРП за 2016 г. по месторождениям Республики Башкортостан на скважинах, которых за последние три года были проведены ОПЗ.

Рис. 3. Зависимость прироста дебита скважины по нефти после кислотного ГРП

Как видно из графика, зависимость отношения дебита нефти после и до КГРП от дебита нефти до гидроразрыва подчиняется уравнению . Это уравнение перепишем в виде:

(1)

Выразим из этого уравнение значение дебита после кислотного ГРП:

(2)

Полученное уравнение (2) позволяет спрогнозировать дебит скважины по нефти после КГРП в зависимости от дебита нефти перед проведением кислотного ГРП с высокой степенью достоверности (94 %). Из уравнений (1) и (2) видно и имеют обратно пропорциональную зависимость, а это значит, чем меньше дебит скважины до КГРП, тем выше он становится после проведения КГРП. Из этого можно сделать вывод, что кислотный ГРП намного эффективнее проводить на малодебитных скважинах (до 1 т/сут по нефти), в этом случае дебит скважины по нефти может увеличится до 100 раз. А на высокодебитных скважинах (более в 5 т/сут по нефти) эффект от кислотного ГРП намного меньше, дебит увеличивается скважины по нефти в 1,5–3 раза.

Аналогичная зависимость получена для случая, когда за последние три года не проводились ОПЗ до КГРП. Зависимость изображена на рисунке 4.

Рис. 4. Зависимость прироста дебита по нефти на скважинах, которых не проводились ОПЗ до КГРП после кислотного ГРП

Дебит нефти после КГРП в этом случае можно вычислить:

(3)

Выразим из этого уравнение значение дебита после кислотного ГРП:

(4)

Полученное уравнение (4) позволяет спрогнозировать дебит скважины по нефти после КГРП степенью достоверности (93 %) для случая, когда не проводились ОПЗ перед КГРП. В этом случае также видно, что чем меньше дебит скважины до КГРП, тем выше он становится после проведения КГРП. На малодебитных скважинах (до 1 т/сут по нефти) дебит скважины по нефти может увеличится до 100 раз. А на высокодебитных скважинах (более в 5 т/сут. по нефти) дебит скважины по нефти увеличивается 2–3 раза.

За последние пять лет проведено более 450 КГРП и на сегодняшний день является одним из самых эффективных методов. Кислотный ГРП с 2010 года постепенно смещает прочие методы стимуляции притока в структуре проводимых геолого-технических мероприятий на промыслах компании ПАО «Башнефть» [5].

Литература:
  1. Ю. В. Антипин, А. В. Лысенков, А. А. Карпов, Р. М. Тухтеев, Р. А. Ибраев, Ю. Н. Стенечкин. Интенсификация добычи нефти из высокообводненных карбонатных пластов // Нефтяное хозяйство. — 2007. -№ 5. –С. 96–98.
  2. Канаевская Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта / Р. Д. Канаевская.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -212 с.
  3. Канеевская Р. Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. — М.:ВНИИОЭНГ, 1998.-40с.
  4. Федоров, Ю. В. Повышение эффективности кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах: диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.17 / Ю. В. Федоров; УГНТУ. — Уфа: [б. и.], 2011. — 99 с. –
  5. Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть», С. Е. Здольник, Ю. В. Некипелов, М. А. Гапонов (ПАО АНК «Башнефть») // 07’2016 Нефтяное хозяйство, стр. 92–95.

Основные термины (генерируются автоматически): дебит скважины, скважина, нефть, дебит нефти, призабойная зона, Башкортостан, кислотное воздействие, динамик структуры добычи нефти, успешный результат, эффективный способ воздействия.

moluch.ru

добыча нефти: грп

  1. закачка жидкости разрыва под высоким давлением.
P                                момент образования трещины.

                                                                T

    

  1. продолжение закачки жидкости для увеличения длины и ширины трещины.
  2. закачка пропанта.
Результаты ГРП:
  1. увеличение объема дренирования (возможно найти оптимальную длину трещины).
Vдр

                                                                 lтр.

Критерии применимости:
  1. низкая проницаемость пласта (не более 0,03 мкм3)
  2. эффективная нефтенасыщаемая толщина пласта (не менее 3 м).
  3. глубина залегания прод. пласта до 3500 м.
Метод материального баланса.- объем трещины на момент окончания ГРП.- объем жидкости ГР теряемой в процессе закачки..- площадь поверхности трещины.          - раскрытость трещины на стенке скважины.- забойное давление разрыва пласта.- горизонтальная составляющая горного давления.- вязкость жидкости разрыва.

Q – темп закачки.

Е = 1-2 Мпа.- вертикальная составляющая горного давления. =2600кг/м3.- глубина скважины.

К=1,5-1,8 Мпа/м.

- плотность жидкости песконосителя.- объемная доля песка. - концентрация песка в1 м3 жидкости ~ 250-300 кг/м3 - коэффициент гидравлического сопротивления.

Q – темп закачки.

- внутренний диаметр НКТ (труб).Число насосных агрегатов N: - подача агрегата при закачке (Мпа).- подача агрегата.- коэффициент технического состояния агрегата (0,5-0,8).Объем продавочной жидкости:Радиус горизонтальной трещины:

t – время закачки жидкости разрыва.

К – проницаемость ПЗП.

Длина трещины:

1.                  однократный                                        {успешность ГРП 50-70 %. Как правило,                                  эффективность превышает 25 % }

2.                 направленный

3.                 многократный

Образование трещины идет перпендикулярно минимальному напряжению.

Длина трещины, как правило, 10-15 м. Рабочие жидкости для ГРП:

Рабочая жидкость должна иметь УВ основу. Иногда используют жидкости на водной основе (кислотные растворы, полимеры, мицеллярные растворы).

  1. рабочая жидкость не должна снижать фильтрационные характеристики пласта.
  2. не должна вызывать набухания пласта.
  3. не должна образовывать осадки.
  4. должна быть легко доступной и дешевой.
  5. обладать хорошей несущей и удерживающей способностью.
  6. слабо фильтроваться через поверхности образующихся трещин.

Виды пропанта (расклинивающий материал).

Используют, как правило, кварцевый песок. D~0,5-1,2 мм.

Требования:

·         высокая прочность на смятие.

·         Не должны вдавливаться в поверхность трещины

·         Небольшая плотность

·         Шарообразная форма

·         Однородный фракционный состав.

Технология проведения ГРП:

1.      концентрация песка в жидкости 240-250 кг/м3.

2.      жидкость разрыва 5-10 м3.

3.      объем продавочной жидкости = объему обсадных труб + объем НКТ.

4.      минимальный расход закачки жидкости не менее 2 м3/мин.

 - горное давление.- прочность породы на разрыв.Оборудование:

Насосные установки

Пескосмесительные агрегаты.

Блок манифольда.

Арматура устья.

Блок дистанционного контроля.

Основные результаты применения ГРП:
  1. повышение продуктивности (приемистости) при загрязнении ПЗС или низкой проницаемости коллектора.
  2. расширение интервала притока ( либо поглощения) при многопластовом строении объекта.
  3. интенсификация притока нефти.
  4. изоляция притока воды.

Перфорация – процесс образования каналов в обсадной колонне, цементном камне и породе:

  - потери в НКТ.   - перепад давления в насадке.  - потери давления в затрубье. - противодавление на устье скважины.

Гидропескоструйная перфорация – создание каналов за счет использования энтальпии и абразивности высокоскоростных песочных струй.

Рабочая жидкость: вода техническая с добавлением ПАВ, 5-6 % соляной кислоты, с содержанием песка >50 % диаметром 0,2-2 мм.

Вибровоздействия (виброобработка скважин).

Создание колебаний давления различной частоты  и амплитуды.

1.      снижение межфазного натяжения.

2.      образование микротрещин.

3.      изменение капиллярных сил.

Область применения данного метода:

Низкопроницаемые ПЗП.

Высокое  и низкопроницаемые породы.

Рабочие жидкости: нефть, пластовая воды, керосин.

  1. определение глубины спуска вибратора и диаметр НКТ.
  2. определение объема рабочей жидкости и ожидаемых давлений.
  3. количество агрегатов и схема их расстановки.
  4. последовательность операций.
Акустическое воздействие.Область применения.                                   

Проницаемость К от 0,014 до 2,9 мкм2.               успешность 40 %. Длительность не

Пористость 1,5<m<27 %.                                        менее года.

Глубина залегания 270-370.

Обводненность 0-97 %.

Обработка ПЗП паром.
Используется при высоковязких нефтях при высоком содержании парафинов (обработка производится только у добывающих скважин).

1 – стадия закачки.

2 – стадия выдержки.

3 – стадия добычи.

4 – зона вязкой нефти.

5 – зона закачиваемого пара.

6 – зона горячей воды.

7 – зона прогретая.

8 – зона отмытого песка (коллектора).

9 – зона конденсации пара.

10 – зона прогретой нефти.                    По эффективности с каждым разом не меняется.Изоляция высокообводняющихся слоев. Методы изоляции.

Комплексный подход  - обработка и добывающих и нагнетательных скважин.

 

                                К1

                                К2

                                 К3

                                 Кn

Нагнетательные скважины:

Осадкогелеобразующие технологии. Виды механизмов.

1.      образование гелей при смешивании в пласте 2-х реагентов закупоривающих последовательно.

2.      образование гелей при взаимодействии закупоривающего реагента с минерализованной пластовой водой.

3.      микробиологический (закупорка различных видов илов).

4.      использование глинистых  или известковых суспензий.

5.      переход закачиваемой композиции в гель.

6.      взаимодействие закачанного раствора с породой коллектора.

Три вида технологий для осадкообразования (нагнетательные скважины).
  1. выравнивание профиля приемнистости.
  2. воздействие на межскважную зону пласта.
  3. для изменения фильтрационных потоков и увеличения Кохв.
  4. селективная изоляция выработанного пласта.
Критерии применимости осадкогелеобразующих технологий.
  1. <100 Мпа*с
  2. в(обводненность)> 85 %
Основные технологии.
  1. силикат натрия при реакции с хлористым кальцием приводит к образованию осадка (геля).
  2. образование осадкообразующих составов (К>= 500 мкм2, приемистость скважины не менее 250).
  3. гелеобразующие составы (К>50 мкм2, вязкость закачиваемого раствора реагента 10-2).
Используемые вещества.

Растворы неорганических солей: сульфат алюминия, хлорид кальция, едкий натр, сернокислый натр…

Критерии:

А. Произведение растворимостей (ПР).

Б. Реагент должен растворяться в холодной и пресной воде.

  1. использование полимера (полиакриламид).
  2. http://nach-otvet.ru/?cat=5

  Полимердисперсные системы (ПДС).

Вязкоупругие системы (ВУС).

  1. кремнийорганические соединения (селективная) – растворясь в воде, образуют гели.
  2. волокнистодисперсная система (ВДС) – используют только в нагнетательных скважинах = древесная мука + глина. Приводит к перераспределению фильтрационных потоков.

        Критерии применимости:

Используются как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах;

Коэффициент расчлененности > 2.

К> 200 мкм2.

Приемистость > 300 м3/сут.

oil-neft.blogspot.com