Jennings a r Enhanced Jr p e Well Stimulation Inc Primenenie

Применение

гидравлического разрыва пласта©

Alfred R. Jennings, Jr. P.E. Enhanced Well Stimulation, Inc. Перевод: Денис Малахов, Центр переподготовки специалистов нефтегазового дела

OGCI/PetroSkills Hydraulic Fracturing Applications Alfred R. Jennings, Jr.. PE Enhanced Well Stimulation, Inc.

2

Содержание Введение ............................................................................................................................ 6

Цели ГРП .................................................................................................. 7 Факторы, ограничивающие добычу .................................................... 9

Глава 1. Загрязнение призабойной зоны ..................................................................... 10 Источники загрязнения призабойной зоны ..................................... 10 Основные типы скин-фактора ........................................................... 11 Общий скин-фактор ............................................................................. 15 Взаимосвязь дебита и скин-фактора ................................................. 17 Увеличение добычи снижением скин-фактора ............................... 18 Особые моменты в загрязнении призабойной зоны ...................... 19 Моменты, которые необходимо запомнить ..................................... 21

Глава 2. Применение методов воздействия на пласт ............................................ 22 Оптимизация воздействия на пласт .................................................. 23 Управление разработкой ..................................................................... 24 Экономическая значимость воздействия на пласт ........................ 25

Глава 3. Перфорирование ............................................................................................. 26 Условия перфорирования .................................................................... 26 Перфорирование на равновесных растворах .................................. 27 Перфорирование на депрессии ........................................................... 28 Перфорирование на репрессии ........................................................... 29

Глава 4. Кислотная обработка/ГРП .......................................................................... 30 Глава 5. Введение в гидравлический разрыв пласта ................................................ 31

Геометрия трещины ............................................................................. 33 Ориентация трещины .......................................................................... 33 Азимут трещины ................................................................................... 35 Высота, ширина и длина трещины .................................................... 35 Факторы, влияющие на геометрию трещины ................................ 36 Нагнетательный тест и параметры ГРП .......................................... 37 Необходимость дизайна ГРП .............................................................. 38 Осуществление ГРП ............................................................................. 39

Глава 6. Выбор кандидатов для ГРП ......................................................................... 41 Сбор данных ........................................................................................... 41 Анализ разработки пласта ................................................................... 42 Высокие газонефтяной или водонефтяной факторы ..................... 42 Интерференция скважин ..................................................................... 43 Геомеханические барьеры ................................................................... 43 Выявление причин низкой продуктивности ................................... 47 Низкая проницаемость пласта ........................................................... 47 Загрязнение пласта ............................................................................... 47 Истощение пласта ................................................................................. 48 Оценка свойств пласта и степени его загрязнения ........................ 49 Технический анализ .............................................................................. 49 Первичная и восстановленная целостность цементного кольца 50 Состояние колонн труб ........................................................................ 50


3

Влияние максимального рабочего давления ................................... 50 Расчет максимально ожидаемого устьевого давления .................. 51 Определение градиента давления ГРП ............................................. 53 Влияние «чистого» давления Pnet на ISIP ......................................... 54 Определение градиента жидкости разрыва Phydrostatic ..................... 54 Оценка потерь давления в перфорационных отверстиях Pperfs ... 56 Определение потерь давления в НКТ Ppipe ....................................... 58 Оценка чистого давления Pnet ............................................................. 60 Расчет гидравлической мощности HHP ........................................... 60

Глава 7. Жидкости ГРП ............................................................................................... 62 Свойства жидкости разрыва ............................................................... 62 Способность транспортировать проппант ....................................... 62 Вязкость жидкости ................................................................................ 62 Эффективность жидкости и контроль водоотдачи ........................ 65 Потери давления на трение ................................................................. 67 Совместимость жидкости ГРП ........................................................... 68 Типы пластовых глин .......................................................................... 68 Очистка скважины от жидкости разрыва ....................................... 70 Доступные жидкости ГРП ................................................................... 70 Свойства пласта .................................................................................... 71 Цель ГРП ................................................................................................. 71 Эффективность очистки скважины .................................................. 72 Стоимость жидкости ............................................................................. 72 Доступные жидкости разрыва ............................................................ 72 Жидкости разрыва на водной основе ................................................ 73 Жидкости разрыва на нефтяной основе ........................................... 73 Многофазные смеси .............................................................................. 74 Эмульсии ................................................................................................. 74 Пены ......................................................................................................... 75 Использование газа ............................................................................... 76 Добавки к жидкостям разрыва ........................................................... 77 Гелеобразующие агенты ...................................................................... 77 Гелеобразующие агенты на нефтяной основе ................................ 79 Стабилизаторы глин ............................................................................. 79 Бактерициды .......................................................................................... 80 Добавки для контроля pH ................................................................... 80 Сшиватели .............................................................................................. 80 Понизители водоотдачи ....................................................................... 81 Разрушители вязкости ......................................................................... 82 Температурные стабилизаторы ......................................................... 83 Поверхностно-активные вещества .................................................... 83

Глава 8. Проппант ........................................................................................................ 85 Типы проппанта .................................................................................... 85 Размеры проппанта ............................................................................... 86 Выбор проппанта .................................................................................. 86 Определение давления закрытия трещины ..................................... 87


4

Выбор концентрации проппанта ....................................................... 87 Смешивание проппанта различного размера и прочности .......... 89 Разрушение и вдавливание проппанта ............................................. 89

Глава 9. Кислотный разрыва пласта / ГРП с применением проппанта ............. 91 Системы жидкости кислотного разрыва пласта ............................ 94 Типы и концентрации кислот для кислотного разрыва пласта .. 96 Кислотный или гидравлический разрыва пласта? ........................ 97 Недостатки ............................................................................................ 99

Глава 10. Дизайн ГРП ................................................................................................. 100 Контролируемые и неконтролируемые факторы ......................... 100 Стадии ГРП .......................................................................................... 101 Нагнетательный тест .......................................................................... 101 Объем подушки .................................................................................... 102 Объем жидкости-песконосителя ...................................................... 103 Продавочная жидкосить .................................................................... 103

Глава 11. Увеличение добычи с помощью ГРП ....................................................... 105 Кривые увеличения добычи McGuire-Sikora ................................ 106 Кратность увеличения дебита .......................................................... 107 Отношение проводимостей CR ......................................................... 108 Проницаемость трещины .................................................................. 108 Отношение длины трещины L к радиусу дренирования re ........ 109 Другие методы оценки увеличения продуктивности .................. 109

Глава 12. Моделирование трещины ......................................................................... 110 Дизайн ГРП с помощью MFrac ........................................................ 110 План работ для проведения ГРП ..................................................... 112 Результаты программы MFrac ......................................................... 113 Экономические показатели и затраты на проведение ГРП ........ 114 Затраты на проведение ГРП ............................................................. 115 Увеличение добычи с помощью ГРП .............................................. 115 Неоправданность экономических показателей при ГРП ............ 116

Глава 13. Осуществление процесса ГРП и необходимое оборудование .............. 117 Оборудование для ГРП ...................................................................... 117 Емкости для рабочей жидкости ........................................................ 118 Емкости для проппанта ..................................................................... 119 Блендер .................................................................................................. 121 Насосные установки ........................................................................... 122 Расчет гидравлической мощности ................................................... 124 Установки для закачки углекислого газа и азота ........................ 125 Расходомер ............................................................................................ 126 Радиоактивный плотномер ............................................................... 126 Датчики давления ............................................................................... 128 Станция управления .......................................................................... 129 Установка ГНКТ ................................................................................. 131 ГРП через ГНКТ .................................................................................. 132

Глава 14. Смена интервала воздействия / Изоляция горизонтов ....................... 133 Ограниченное количество перфорационных отверстий ............. 134


5

Уплотняющие шарики ....................................................................... 134 Перегородки ......................................................................................... 134 Песчаные пробки ................................................................................. 134 Извлекаемые пакеры и пробки-мосты ........................................... 134 Разбуриваемые пробки ....................................................................... 134 Другие методы смены интервала воздействия ............................. 140

Глава 15. Осуществление ГРП .................................................................................. 142 Емкости для жидкостей и процесс смешивания ........................... 142 Расчет общего объема жидкости ...................................................... 143 Собрание по технике безопасности .................................................. 144 Проверка оборудования ..................................................................... 145 Проведение ГРП через эксплуатационную колонну .................... 146 Использование предохранительного оборудования устья .......... 147 Транспортировка и закачка активированных жидкостей ......... 149 Обзор операции ГРП ........................................................................... 150 Интерпретация данных изменения давления во время проведения ГРП ................................................................................... 153 Вынос жидкости и проппанта из скважины после ГРП .............. 155 Время простоя скважины .................................................................. 156 Форсированное закрытие трещины ................................................ 156 Вынос проппанта ................................................................................. 157 Использование газа ............................................................................. 158 Оценка проведенного ГРП ................................................................ 158 Высота трещины ................................................................................. 158 Температурный каротаж ................................................................... 158 Каротаж с помощью меченых атомов ............................................. 159 Оценка характеристики скважины после ГРП ............................. 160

Глава 16. Полевые работы ......................................................................................... 162 Контроль качества .............................................................................. 162 До ГРП ................................................................................................... 162 Во время ГРП ....................................................................................... 164 После ГРП ............................................................................................. 165

Ссылки ........................................................................................................................... 167


6

Введение Гидравлический разрыв пласта (ГРП) впервые был разработан как метод воздействия на пласт в 1940-х, и первая операция была осуществлена в 1948 году. Первоначально немного было известно о влиянии механики горных пород и рабочих давлений на параметры создаваемой трещины. Дегазированная сырая нефть была впервые использована для обеспечения совместимости жидкости разрыва с породой и пластовой жидкостью. Несмотря на то, что большинство операций были успешными, вскоре стало ясно, что изменение объемов и скорости закачки и количества проппанта необходимы для обеспечения более высокого уровня добычи после ГРП. Эти изменения привели к экспериментированию с загущенными нефтью, дизелем и керосином. Вскоре для загущения жидкости были успешно использованы полимеры, которые проявили себя как надежные средства обеспечения необходимой вязкости. Загущенная вода стала общераспространенной жидкостью разрыва вследствие ее доступности и безопасности в использовании. На ранних стадиях применения ГРП сервисные и добывающие компании тратили много времени и денег на исследования. Теории, описывающие процесс ГРП становились все более сложными и, очевидно, более точными. Было произведено усовершенствование оборудования и материалов, используемых для осуществления ГРП. Попытки углубления понимания и совершенствование процесса продолжались. Было доказано, что ГРП является очень эффективным методом улучшения характеристик работы скважины и ее экономических показателей. Успешное применение ГРП было расширено в высокопроницаемых пластах обеспечением значительного уровня увеличения добычи в высокодебитных скважинах. На протяжении данного курса будут представлены основные принципы ГРП и в деталях рассмотрено практическое его применение. Углубление знаний о процессе ГРП – это активный процесс, и обеспечение каждого слушателя необходимой информацией является нашей целью.


7

Цели ГРП

При осуществлении ГРП необходимо достижение следующих целей:

• Увеличения добычи из пласта • Изменения темпов падения добычи • Восстановления добычи из пласта • Увеличения дебита скважины • Оптимизации работы скважины

Увеличение добычи из пласта – Перед проведением ГРП для удаления растворимых солей и органических отложений, которые образовались в скважине во время добычи, может быть необходимым использование кислоты (и/или органических растворителей). Кандидатами для проведения ГРП также могут являться старые добывающие или нагнетательные скважины, которые ранее подвергались подобным обработкам. ГРП небольшого объема может быть эффективным для увеличения дебита скважины и снижения потерь давления (ΔP). Изменение темпов падения добычи – Когда скважина производит нефть или газ в течение нескольких месяцев, незначительное падение пластового давления может вызвать загрязнение призабойной зоны и закупоривание перфорационных отверстий. ГРП может быть использован для повышения продуктивности призабойной зоны скважины. Таким образом, высокопроницаемая трещина может значительно облегчить дренирование жидкости из пласта и изменить темпы падения добычи (Рис.1). Дебит Эффективный ГРП

Время

Рис.1. Снижение темпов падения добычи с помощью ГРП


8

Восстановление добычи из пласта – Время от времени становится необходимым проведение ремонта добывающей скважины из-за разгерметизации НКТ и других проблем, связанных с заканчиванием скважины. В таких случаях необходимо заглушить скважину с помощью жидкости, плотности которой достаточно для предотвращения притока из пласта. В зависимости от нескольких факторов (предыдущие воздействия на пласт, пластовое давление, проницаемость пласта, минералогия) для глушения скважины может потребоваться значительное количество жидкости (содержащей полимеры, понизители водоотдачи). Ремонтные операции могут быть причиной загрязнения призабойной зоны и снижения продуктивности скважины. Проведение кислотной обработки (разработанной специально для очистки скважины) может быть эффективным методом удаления загрязнения призабойной зоны, вызванного ремонтными операциями, и, соответственно, восстановления продуктивности скважины. Так или иначе, когда в пласт фильтруется значительное количество жидкости, для восстановления продуктивности скважины возможно применение ГРП. В таком случае создание высокопроводящего канала восстанавливает сообщение между незагрязненным пластом и скважиной. Увеличение дебита скважины – Одним из наиболее распространенных применений ГРП является увеличение дебита скважины. Создается высокопроницемая закрепленная проппантом трещина (или вытравленная кислотой) для увеличения производительности скважины за счет увеличения площади фильтрации жидкости из пласта. Существует две наиболее важные характеристики трещины: 1) проницаемость трещины kf, 2) протяженность трещины (длина трещины, L). Оптимизация работы скважины – ГРП является отличным инструментом для управления разработкой. Оперативное бурение, заканчивание скважины и ГРП могут обеспечить значительную экономию средств при разработке месторождения за счет снижения числа скважин, необходимых для эксплуатации залежи. В высокодебитных скважинах проведение ГРП может быть выгодным для поддержания производительности скважины и увеличения площади дренирования с целью уменьшения срока окупаемости инвестиций. В газовых скважинах эффективный ГРП может быть использован для снижения дополнительных потерь давления, вызванных турбулентным течением (отклонения от закона Дарси).


9

Факторы, ограничивающие добычу

Важно подчеркнуть основные факторы, которые могут ограничивать добычу из скважины:

• загрязнение пласта (скин-эффект) • свойства коллектора (низкая проницаемость и пористость) • механические препятствия (такие как отложения солей, размер НКТ и т.д.)

Экономически обоснованное увеличение добычи из низкопроницаемых пластов зачастую требует проведения ГРП с применением проппанта. В таком случае контраст проницаемостей, создаваемый упакованной трещиной, обеспечивает более эффективную систему дренирования, чем при проведении кислотной обработки или любого другого вида воздействия на пласт.


10

Глава 1. Загрязнение призабойной зоны

Не смотря на усовершенствование методов измерения параметров во время бурения и заканчивания скважины, зачастую происходит загрязнение призабойной зоны. Влияние загрязнения призабойной зоны пласта оценивается с помощью гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Загрязнение призабойной зоны действует как штуцер, ограничивающий приток жидкости в скважину и создающий дополнительные потери давления (Δ Pskin). С помощью проведения ГДИС оценивается степень загрязнения призабойной зоны (скин-фактор). Если скин-фактор положительный (> 0), то загрязнение призабойной зоны пласта существует, и относительная величина скин-фактора указывает на степень загрязнения. Отрицательный скин-фактор (< 0) показывает, насколько был увеличен эффективный радиус скважины после проведения воздействия на пласт.

Источники загрязнения призабойной зоны

В процессе бурения и заканчивания скважины, а также при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) происходит внедрение различных жидкостей в залежь углеводородов, находившуюся долгое время в состоянии равновесия. Логично, что такое вторжение может вызвать снижение проницаемости и пористости призабойной зоны в процессе выработки запасов нефти и газа. Источниками загрязнения призабойной зоны могут служить следующие виды работ:

• Бурение • Цементирование • Заканчивание скважины • Ремонтные операции • Перфорирование • Установка гравийных фильтров • Добыча • Закачка флюидов • Операции по изолированию водопритока • Снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство

• Воздействие на пласт

При таком разнообразии источников загрязнения призабойной зоны, очевидно, что предотвращение загрязнения должно являться


11

основной задачей при проведении ГТМ. Когда происходит загрязнение, очень важно понимать, как оно влияет на продуктивность скважины и какие меры необходимо предпринять для его удаления или снижения его влияния с помощью методов воздействия на пласт.

Основные типы скин-фактора

Так как эффективная кислотная обработка обеспечивает снижение загрязнения призабойной зоны, очень важно рассмотреть различные типы скин-фактора, которые могут присутствовать в скважине. Обзор существующих типов скин-фактора поможет определить эффективность кислотного воздействия для снижения загрязнения. Основные типы скин-фактора:

• действительный скин-фактор, st • частичное вскрытие пласта, sa • неэффективное перфорирование, sp • двухфазное течение, stp • отклонение от закона Дарси, sturb • горизонтальные / наклонные скважины, sh

Действительный скин-фактор (st) – Этот тип скин-фактора присутствуют, когда существуют физические препятствия, ограничивающие приток жидкости из пласта к скважине. Этот тип скин-фактора изображен на Рис.2.

Без загрязнения: С загрязнением: q = kf h Δp kf q = ks h Δps µ Δr µ Δrs

Рис.2. Влияние действительного скин-фактора (st)

“Действительный” скин-фактор является следствием физического повреждения, которое снижает эффективную проницаемость пласта. Загрязнение пласта – хороший пример действительного скин-фактора. Основными причинами действительного скин-фактора являются:

• загрязнение при бурении

h ks

Поврежденная зона


12

• загрязнение при ремонтных операциях и воздействии на пласт • отложение солей • органические отложения (парафины и асфальтены).

Действительный скин-фактор может включать в себя закупоривание перфорационных отверстий, частичное закупоривание НКТ, повреждение пласта. Так как действительный скин-фактор обуславливается наличием загрязнения, то эффективное его удаление может обеспечить значительное увеличение продуктивности скважины. Так как множество загрязняющих веществ призабойной зоны содержат растворимые в кислоте вещества и минералы, часто для их растворения, как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах применяется кислотная обработка. Частичное вскрытие пласта (sa) – Иногда для предотвращения образования конусов воды при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) в истощенном интервале используют частичное перфорирование продуктивного интервала. С другой стороны, интервал может быть проперфорирован в нижней части для предотвращения прорыва газа из газовой шапки. Также ограничение интервала перфорирования может быть необходимым для продления жизни скважины. Частичное вскрытие пласта создает кажущийся скин-фактор sa (рис.3).

H sa кажущийся (псевдо) скин-фактор за счет ограничения притока малым количеством перфорационных отверстий

Рис.3. Частичное вскрытие пласта Неэффективное перфорирование (sp) – Эффективное сообщение пласта со скважиной очень важно для добычи нефти. Приток к скважине может быть затруднен вследствие загрязнения призабойной зоны, которое можно удалить с помощью методов воздействия на пласт. Так или иначе, эффективность любого вида очистки призабойной зоны зависит от перфорационных отверстий. Детонация старых зарядов, перфораторы, дающие осечки, неточное перфорирование определенного интервала, - все это влияет на продуктивность скважины. Если эффективное сообщение между


13

пластом и скважиной не было установлено, то возникает скин-фактор sp, который изображен на рисунке 4.

H Δ Pskin за счет плохого перфорирования вызывает скин-фактор, sp

Рис.4. Неэффективная перфорация Двухфазное течение (stp) – Часто при расчете продуктивности скважины, экономического эффекта от воздействия и т.д. рассматривается однофазное течение (газ или нефть). Зачастую в реальных условиях происходит добыча и нефти, и газа (нефти, воды и газа) одновременно, например, в старых, выработанных скважинах, где пластовое давление упало ниже точки росы (в газовых скважинах) или ниже давление насыщения (в нефтяных). Когда возникает двухфазное течение, имеет место скин-фактор stp (рис.5). ГАЗ Δ Ptp

КОНДЕНСАТ Рис.5 Пример двухфазного течения Отклонение от закона Дарси (sturb) – Радиальный приток высокодебитной газовой скважины (> 5 млн.ст.куб.футов в день) может вызывать дополнительные потери давления вследствие турбулентного течения при прохождении через перфорационные отверстия.. Этот эффект (sturb) ощутим при проведении ГДИС. Влияние турбулентности и отклонения от закона Дарси может быть снижено с помощью применения методов воздействия на пласт. Влияние турбулентности на потери давления и дебит может быть оценено с помощью уравнения Форхгеймера (Forchheimer):


14

P = µ v + β ρ v2 (Уравнение 1) L k Где: P = µ v уравнение Дарси L k

В котором P = потери давления, атм L = длина участка на котором происходят потери давления, см

µ = вязкость, сП v = скорость течения, см/сек

β ρ v2 = гидравлическое сопротивление за счет турбулентности, атм β = коэффициент турбулентности ρ = плотность жидкости, г/см3

Высокая скорость течения газа вызывает отклонение от закона течения Дарси (sturb)

Рис.6. Скин-фактор, вызванный отклонением от закона Дарси Горизонтальные и наклонные скважины (sh) – Когда бурится горизонтальная или наклонная скважина, площадь контакта скважины с продуктивным пластом многократно увеличивается. Польза от дополнительной площади может быть определена с помощью величины скин-фактора sh. Так как в горизонтальных и наклонных скважинах ожидается более высокая продуктивность, чем в вертикальных, величина скин-фактора sh отрицательна. Таким образом, этот тип скин-фактора (единственный из рассмотренных) является отрицательным (рис.7)


15

Наклонная скважина с hvertical отрицательным скин-фактором sh hdeviated

Рис.7. Наклонная скважина с дополнительной площадью притока Общий скин-фактор

Измерение скин-фактора с помощью метода восстановления давления – Так как влияние загрязнения на характеристику работы скважины может быть значительным, были разработаны различные методики определения скин-фактора с помощью ГДИС. Понимание влияния скин-фактора на работу скважины очень важно при выборе метода воздействия на пласт и удаления загрязнения призабойной зоны. Характеристика притока к скважине может быть проанализирована с помощью установившегося дебита и точных данных о восстановлении забойного давления во время закрытия скважины. Данные о восстановлении давления могут быть изображены на графике как функция от времени. В начале 1950-х доктором Хорнером был разработан метод расчета скин-фактора из данных восстановления давления нефтяной скважины. P m = - 162.6 q µ B kh log [(t + Δt) / Δt ]

Рис.8. График Хорнера Из диаграммы давления как функции log [(t + Δt) / Δt ] (рис.8), угол наклона кривой m есть функция установившегося дебита q, вязкости пластовой жидкости µ, объемного коэффициента B и пропускной способности пласта kh. При установлении постоянной величины угла наклона с помощью уравнения ван Эвердингена и Херста может быть рассчитан общий скин-фактор stotal:


16

stotal = P1 hr - Pwf - log k___ + 3.23 (Уравнение 2) m φ µ c rw

2

Где: P1 hr = экстраполированная величина давления для

t = 1 час из диаграммы Хорнера Pwf = забойное давление во время теста m = угол наклона кривой из диаграммы Хорнера

k = эффективная проницаемость пласта, рассчитанная из угла наклона

φ = пористость µ = вязкость жидкости c = сжимаемость жидкости rw = радиус скважины * Угол, m = - 162.6 q µ B (Уравнение 3) kh где: q = установившийся дебит µ = вязкость жидкости B = объемный коэффициент kh = пропускная способность пласта

k = эффективная проницаемость пласта h = высота продуктивного интервала Общий скин-фактор – Величина скин-фактора, рассчитанная из кривой восстановления забойного давления, обеспечивает надежные данные о продуктивности скважины. Как было сказано, положительный скин-фактор указывает на проблемы с эффективностью добычи. Когда положительный скин-фактор удален (становится равным нулю или отрицателен) достигается увеличение продуктивности скважины.

Величина продуктивности по КВД является значением общего скин-фактора s = stotal. Общий скин-фактор состоит из нескольких составляющих, и эффективное удаление положительного скин-фактора зависит от удаления каждой составляющей (если применимо). В уравнении 4 отражены составляющие общего скин-фактора: stotal = st + sa + sp + stp + sturb + sh (Уравнение 4) Где: st = скин-фактор за счет загрязнения призабойной зоны sa = скин-фактор за счет частичного вскрытия sp = скин-фактор за счет неэффективной перфорации


17

stp = скин-фактор за счет двухфазного течения sturb = скин-фактор за счет турбулентности sh = скин-фактор за счет наклона скважины

Взаимосвязь дебита и скин-фактора

При расчетах притока в нефтяных и газовых скважинах влияние скин-фактора на дебиты становится очевидным. Упрощение расчетов возможно путем введения метода оценки эффективности удаления скин-фактора методами воздействия на пласт (кислотная обработка и ГРП). Закон Дарси может быть использован для расчета теоретически возможных дебитов как газовых, так и нефтяных скважин: Нефть qSTB = 0.00708 kh (Pavg – Pwf) (Уравнение 5) µ Bo [ln (re /rw) +s] Где: qSTB = дебит, ст. бар/день kh = пропускная способность пласта, мД*фут Pavg = среднее пластовое давление, psi Pwf = забойное давление, psi µ = вязкость нефти, сП Bo = объемный коэффициент re = радиус дренирования,фут rw = радиус скважины, фут Газ qMCFD = 0.703 kh (Pavg

2 – Pwf2) (Уравнение 6)

µ T z [ln (re /rw) +s] Где: qMCFD = дебит, тыс. куб футов/день kh = пропускная способность пласта, мД*фут Pavg = среднее пластовое давление, psi Pwf = забойное давление, psi µ = вязкость газа, сП T = пластовая температура z = коэффициент сверхсжимаемости re = радиус дренирования, фут rw = радиус скважины, фут Так как ln (re /rw) – натуральный логарифм частного от деления большого числа re, на довольно малое rw, для типичных расстояний между скважинами и радиусов дренирования, его величина может быть принятой равной 7 для нефтяных скважин и 8 для газовых. В результате такого приближения данные уравнения принимают вид:


18

Нефть qSTB = 0.00708 kh (Pavg – Pwf) (Уравнение 5a) µ Bo [7 +s] Газ qMCFD = 0.703 kh (Pavg

2 – Pwf2) (Уравнение 6a)

µ T z [8 +s]

Увеличение добычи снижением скин-фактора

Эффективная кислотная обработка должна оказать влияние на расчетную величину скин-фактора. Например, была применена кислотная обработка для восстановления первоначальной проницаемости пласта. В таком случае, положительный скин-фактор должен быть значительно снижен до запланированного значения ноль. Кислотная обработка карбонатных коллекторов может изменить скин-фактор от положительного до отрицательного за счет увеличения проницаемости породы при взаимодействии с кислотой. Потенциал увеличения продуктивности скважины можно оценить отношением q2/q1, где используются скин-фактор s1 до воздействия на пласт и скин-фактор s2после воздействия. Допускаем те же условия притока (ΔPprod) и сходные пластовые условия. Увеличение добычи может быть оценено следующими уравнениями для нефтяных и газовых скважин: Нефть

q2 = 7 + s1 (Уравнение 7a) q1 7 + s2

Газ q2 = 8 + s1 (Уравнение 7b) q1 8 + s2

Пример 1 – Нефтяная скважина дает 500 барр/день из песчаного пласта. Исследования на восстановление давления показали, что скин-фактор равен +10. Какой же будет теоретический дебит, если скин-фактор снизить до нуля? q2 = (7 + 10) x 500 = 1214 барр/день (7 + 0) Пример 2 – Газовая скважина дает 12 млн.ст.куб. футов/день из карбонатного пласта. Исследования на восстановление давления показали, что общий скин-фактор равен +6. Если после кислотной


19

обработки дебит увеличится до 18 млн.ст.куб. футов/день, какова будет величина скин-фактора.

q2 = 8 + s1 = 18 = (8 + 6) q1 8 + s2 12 (8 + s2) s2 = (2) (14) – 8 = -1.24 после воздействия

(3) Особые моменты в загрязнении призабойной зоны

В дополнение к загрязнению призабойной зоны, возникающего в результате бурения, цементирования, заканчивания скважины, ремонтных операций, загрязнение пласта может встречаться и во время всего периода эксплуатации как газовых, так и нефтяных скважин. Эффективная обработка данного типа загрязнения требует знания состава загрязняющего материала и эффективности применения материалов, способных удалить этот тип загрязнения. Основные типы загрязнения пласта во время добычи включают в себя:

• органические отложения

o парафины o асфальтены

• минеральные отложения o растворимые в кислоте o не растворимые в кислоте o соли

Органические отложения – Парафины и асфальтены содержатся в различных количествах во всех типах сырой нефти. Из-за своих свойств органические отложения проявляют себя более негативно с течением времени и при снижении дебитов скважин. Если парафины и асфальтены присутствуют, они должны быт приняты во внимание при планировании воздействия на пласт. Парафины и асфальтены можно охарактеризовать следующим образом:

• парафины и асфальтены являются компонентами нефти • их отложение сильно зависит от фазовых изменений (падения температуры и давления)

• парафины растворимы в органических растворителях, таких как ксилол или др., предлагаемых сервисными компаниями.


20

• асфальтены не растворяются (диспергируют) в органических растворителях.

• проблемы с отложениями асфальтенов и парафинов становятся острее с увеличением срока эксплуатации скважин (пластовое давление и дебиты снижаются).

• парафины и асфальтены могут осложнять добычу вместе с минеральными отложениями. Так как для удаления минеральных отложений обычно необходима кислота, то для эффективного удаления обоих типов отложений применяется комбинированная обработка, которая включает в себя органические растворители и кислоту.

Минеральные отложения – Минеральные отложения встречаются при добыче из пласта воды, содержащей минералы. Они отлагаются при изменении окружающих условий, образуя кристаллы минералов на стенках НКТ, в перфорационных отверстиях или в призабойной зоне пласта. Соли отлагаются, когда существуют благоприятные условия для их выпадения из раствора. Это может быть вызвано охлаждением газа при его расширении (эффект Джоуля-Томпсона) в призабойной зоне. В глубоких скважинах и на морских платформах, охлаждение пластовой жидкости при движении на поверхность может вызвать отложение солей По сути дела, существуют два типа минеральных отложений – растворимые и нерастворимые. Таблицы 1 и 2 содержат информацию, касающуюся нескольких типов минеральных отложений.

Таблица 2. Минеральные отложения, не растворимые в кислоте

Тип отложения Название минерала Агент для удаления Сульфат кальция • Гипс

• Ангидрит Специализированные химикалии (преобразователи)

Сульфат бария Барит Специализированные химикалии; промывка/ механическое удаление

Сульфат Целесит Механическое удаление;

Таблица 1. Минеральные отложения, растворимые в кислоте Тип отложения Название минерала Агент для удаления

Карбонат кальция Кальцит 15% HCl Карбонат железа Сидерит 15% HCl, контроль

железа Оксид железа • Магнетит

• Гематит 15% HCl, контроль железа

Сульфид железа Тролит HCl/уксусная кислота


21

стронция специализированные химикалии В некоторых газовых залежах пластовая вода с высоким содержанием хлоридов (хлорида натрия) может вызвать образование отложений во время добычи. Такие отложения (все-таки растворимые в воде) ведут себя как другие минеральные отложения, ограничивающие течение. Когда происходит отложение хлорида натрия, его можно эффективно удалить с помощью циклических промывок 2% раствором KCl (или чистой водой, содержащей ингибиторы, предотвращающие передвижение и набухание глин). Примечание: Очень важно запомнить, что растворимые и нерастворимые минеральные отложения и соли могут отлагаться в скважине одновременно, в зависимости от условий разработки и минерализации добываемой воды. В таких случаях процесс будет неизбежно включать в себя несколько стадий для обеспечения полного удаления отложений (насколько это возможно). Поэтому очень важно определить их химический состав перед процедурой удаления отложений.

Моменты, которые необходимо запомнить

1. Эффективность воздействия на пласт зависит от степени удаления загрязнений, ограничивающих добычу

2. Действия по устранению загрязнения зависят от знания проблемы

3. Одновременно существует более одного типа загрязнения 4. Экономический эффект должен быть тщательно взвешен –

“Хорошие скважины – лучшие кандидаты для воздействия ”


22

Глава 2. Применение методов воздействия на пласт

Часто бывает необходимым увеличение продуктивности (приемистости) скважины. Почти каждая скважина может быть рассмотрена как кандидат для воздействия. Существует широкий спектр методов и способов удаления загрязнения призабойной зоны пласта и улучшения притока углеводородов к скважине. Так как операции по воздействию на пласт могут быть очень дорогими, а результаты непродолжительными, то экономическая эффективность всегда очень важна. С другой стороны, воздействие на пласт может быть использовано как эффективный инструмент для интенсивного улучшения техничко-экономических показателей работы скважины. Существуют три основных типа воздействия на пласт:

• перфорирование • кислотная обработка • гидравлический разрыв пласта

Перфорирование – В последние годы был достигнут значительный прогресс в технологии перфорирования. Так как существует определенное количество мероприятий, предназначенных для установления хорошего сообщения между скважиной и пластом, перфорирование было классифицировано одним из методов воздействия на пласт. Кислотная обработка – Кислотная обработка является одним из методов воздействия на пласт, который может быть одновременно использован как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах. Кислотная обработка песчаных коллекторов включает в себя использование химически активной кислоты, способной растворить мелкие частицы и загрязнение призабойной зоны для восстановления проницаемости пласта. Карбонатные коллекторы могут быть подвержены воздействию как кислотной обработки, так и кислотного разрыва пласта. При кислотной обработке в пласт закачивается небольшое количество кислоты при давлении ниже давления развития трещины для удаления загрязнения призабойной зоны и восстановления первоначальной проницаемости. Кислотный разрыв представляет собой закачку кислоты в пласт на большой скорости и при давлении, превышающем давление разрыва пород с целью создания стабильных высокопроницаемых трещин. Гидравлический разрыв пласта – ГРП используется в качестве метода воздействия на пласт с конца 1940-х годов. ГРП нашел широкое применение и каждый день успешно используется для


23

увеличения добычи из пласта (как в карбонатных, так и в песчаных коллекторах). ГРП рассматривается как более обширный метод воздействия на пласт по сравнению с применением кислотной обработки. Во всех операциях по ГРП используются инертные гели и проппант (для создания высокопроводящей трещины), также доступны способы с использованием кислоты для создания эффективных вытравленных трещин. Другие подробности, касающиеся ГРП, будут рассмотрены во время обсуждения кислотного ГРП в секции кислотной обработки карбонатных коллекторов.

Оптимизация воздействия на пласт

Оптимизация воздействия на пласт включают в себя следующие этапы:

• определение потенциала скважины • определение текущих условий в скважине • адаптация метода воздействия на пласт к текущим условиям

Определение потенциала скважины – Выбор кандидатов для воздействия должен быть основан на величине потенциала, который можно достичь. Зачастую кислотная обработка используется как попытка инициировать добычу из пласта или как попытка оживить старые скважины без определения причин их низкой продуктивности. Низкий потенциал скважины не может быть увеличен с помощью воздействия на пласт. Недостаток знаний, касающийся пропускной способности пласта kh и степени загрязнения породы, сильно затрудняет интерпретацию проведенной операции по воздействию на пласт, даже если скважина показывает удовлетворительный приток. Следовательно, перед дизайном операции рекомендуется произвести обзор как можно большего количества данных. ГДИС, каротаж и практический опыт являются бесценной информацией для обеспечения успеха операции. Низкая проницаемость пласта – Зачастую для обеспечения экономически обоснованных дебитов низкопроницаемого пласта необходима его обработка. Очень важно знать проницаемость пласта, так как успех операции может быть ограничен слишком низкой ее величиной. Термин «низкая» проницаемость неконкретен, поэтому должен быть определен. В данном курсе низкая проницаемость будет определяться исходя из:


24

• Проницаемости «плотного газа» - <0.10 md • Низкой проницаемости для газа - <1.0 md • Низкой проницаемости для нефти - <5 md

Также необходимо подчеркнуть, что производительность скважины зависит от пластового давления (необходимо поступление углеводородов из пласта к скважине), как в прочем и от пропускной способности kh.

Управление разработкой

Применение методов воздействия на пласт может быть использовано для повышения эффективности управления разработкой. В таком случае даже лучшие скважины могут быть рассмотрены как кандидаты для воздействия, так как управление разработкой включает в себя выработку запасов на всем месторождении. Применение методов воздействия на пласт может быть использовано для повышения эффективности управления разработкой за счет:

• увеличения продуктивности скважины. Повышение продуктивности от скважины к скважине может увеличить общий уровень добычи. Увеличение продуктивности отдельных скважин может снизить срок разработки и обеспечить извлечение большего объема углеводородов за меньший промежуток времени (снижение общей стоимости проекта)

• поддержания добычи на текущем уровне. Высокодебитные скважины могут давать нефть без применения методов воздействия на пласт. Так или иначе, воздействие на пласт (создание отрицательного скин-фактора) позволит скважинам давать тот же объем пластовой жидкости при меньших депрессиях. Проведение операций по воздействию на пласт в нескольких скважинах может увеличить продуктивность каждой скважины настолько, что потребуется меньшее количество скважин для обеспечения желаемого уровня добычи

• снижения потерь давления за счет турбулентного течения (отклонение от закона Дарси) – Как уже упоминалось, турбулентное течение в высокодебитных газовых скважинах может создать положительный скин-фактор, который может быть устранен с помощью воздействия на пласт. Стимулирование таких скважин позволяет снизить депрессию, что помогает отсрочить проблемы с выпадением конденсата в газовых скважинах


25

• оптимизации добычи из нескольких пластов – Воздействие на пласт может быть применено избирательно в скважинах, добывающих из нескольких интервалов с проницаемостями k1, k2, k3. Такое воздействие может облегчить эксплуатацию различных интервалов без продления срока проекта вследствие ожидания добычи из низкопроницаемых интервалов (при упавшем пластовом давлении)

Экономическая значимость воздействия на пласт

Воздействие на пласт всегда затрагивает следующие экономические факторы:

• окупаемость затрат на операцию. Результаты, полученные после проведения воздействия на пласт, должны быть достаточными для быстрого покрытия затрат и получения дополнительной прибыли, наблюдаемой в виде увеличения дебита Δq

• возврат инвестиций (ROI) и дисконтированный поток денежной наличности (NPV) – Эффективное воздействие на пласт обеспечивает доходность капитала, вложенного в проведение операции, и соответственное увеличение дисконтированного потока наличности каждой скважины.

• планирование воздействия на пласт – Планирование воздействия на пласт очень важно не только вследствие планирования бюджета, но и для улучшения характеристик работы скважины. Большой практический опыт проведения воздействия на пласт показывает, что, когда это возможно, ГРП должен быть спланирован как можно раньше для эффективного использования имеющейся пластовой энергией. Когда это сделано именно так, ROI и увеличение NPV может быть заметнее, чем после проведения ГРП в скважине, добывающей из частично истощенного пласта.


26

Глава 3. Перфорирование

Можно дать несколько комментариев, касающихся перфорационного интервала при проведении ГРП:

• перфорационные отверстия – самое главное в обеспечении и поддержании сообщения продуктивного пласта со скважиной

• параметры перфорационных отверстий должны быть тщательно подобраны для каждой скважины

• перфорационные отверстия могут повысить эффективность воздействия на пласт или сделать этот процесс очень проблемным

• при выборе размера и типа зарядов должны быть рассмотрены следующие факторы:

o свойства пласта o тип заканчивания скважины (например, гравийный фильтр, перфорирование для осуществления ГРП и т.д.)

• ориентированное перфорирование может быть более эффективным для создания высокопроводимых трещин

• перфорирование в новой скважине может быть произведено при следующих условиях:

o на равновесных растворах o на депрессии o на репрессии

Условия перфорирования

Существует несколько мнений, касающихся оптимального метода перфорирования. Будет полезным на данном этапе сделать обзор преимуществ и недостатков перфорирования при каждом из условий. Они приведены в таблице 3.

Таблица 3. Преимущества и недостатки условий перфорирования Условие Преимущества Недостатки

На равновесных растворах

• контроль над скважиной

• многократный спуск перфораторов с наименьшим влиянием на пласт

• необходимо инициировать приток

• нет очистки перфорационных отверстий депрессией

На депрессии • обеспечивает приток в скважину

• скважина

• при многократном спуске перфораторов только первый спуск действительно


27

находится в условии притока

осуществляется на депрессии

• величины депрессии (от 1000 до 2000 psi) может быть недостаточно для очистки перфорационных отверстий, когда плотность перфорации высокая (> 4 отверстий на фут)

На репрессии • создает трещины для обеспечения сообщения с неповрежденным пластом

• уносит обломки далеко в пласт

• требует дополнительных предосторожностей

• может оказаться дороже, чем обыкновенное перфорирование

• неавтономный процесс

В последние годы методики перфорирования были существенно усовершенствованы. Сервисными компаниями осуществляются мероприятия по контролю качества для обеспечения более качественного перфорирования. Тем не менее, выбор стратегии перфорирования (плотность, фазировка, размер и т.д.) должен быть рассчитан на возможность проведения воздействия на пласт (кислотная обработка и/или ГРП) на протяжении всей жизни скважины.

Перфорирование на равновесных растворах Перфорирование на равновесных растворах включает в себя заполнение скважины жидкостью, гидростатическое давление которой равно пластовому давлению. Эта процедура рассматривается как безопасная (с точки зрения контроля над скважиной), существует лишь ограниченный импульс энергии при инициировании зарядов. Любые остатки (осколки породы, остатки зарядов и фрагменты корки бурового раствора и т.д.) остаются в перфорационных отверстиях. Иногда в качестве жидкости используется кислота, которая может воздействовать на перфорационные каналы сразу после взрыва зарядов. Эффективность кислоты в данном случае зависит от нескольких факторов, таких как ее тип и растворяющая способность, температура пласта. Перфорирование на равновесных растворах изображено на рисунке 9.


28

Рис.9. Перфорирование на равновесных растворах

Перфорирование на депрессии Для перфорирования на депрессии гидростатическое давление раствора в скважине подбирается таким образом, чтобы оно было на 1000 – 2000 psi меньше, чем пластовое. В таких условиях, при перфорировании, происходит выброс пластовой жидкости в скважину. Предполагается, что при данном типе перфорирования выброс жидкости в скважину вымывает остатки (и поврежденную породу вокруг перфорационных отверстий) из перфорационных отверстий. Полагается, что очистка перфорационных отверстий обеспечивает лучшее сообщение с пластом, чем при перфорировании на равновесных растворах. Перфорирование на депрессии изображено на Рис.10. Несмотря на то, что скважины успешно перфорируются при депрессии, ее величины (1000 – 2000 psi) не достаточно для обеспечения хорошего притока пластовой жидкости из низкопроницаемых коллекторов. Иногда мощность интервала требует многократного спуска перфораторов. В таких случаях после детонации первого перфоратора устанавливается равновесие в скважине, при котором производится детонация следующих перфораторов.

Рис.10. Схема перфорирования на депрессии


29

Перфорирование на репрессии На данный момент разработаны несколько методик улучшения качества перфорирования путем разгрузки избыточного давления в скважине после инициирования зарядов. Подобные способы включают в себя пропеллантные заряды, взрываемые в скважине через существующие перфорационные отверстия для создания продуктивных трещин в породе. Процесс перфорирования на репрессии изображен на рис.11.

Рис.11. Перфорирование на репрессии Перфорирование на репрессии обычно осуществляется при давлении выше давления разрыва пород для создания трещин. Зачастую для достижения репрессии используется сжатый азот, находящийся над уровнем жидкости в скважине. При детонации зарядов сжатый азот расширяется и вытесняет жидкость в пласт при давлении, превышающем давление развития трещины примерно на 20 %. При таком воздействии все остатки от перфорирования уносятся далеко от скважины и в породе создаются трещины. Пропеллантные заряды могут быть использованы совместно с процессом перфорирования (или отдельно). При таком высоко энергетичном процессе вокруг скважины создаются трещины, и, таким образом, улучшается сообщение с пластом. Хотя во многих случаях перфорирование на репрессии является эффективным, оно не производит достаточного воздействия. Значительное повышение продуктивности пласта достигается с помощью специализированных операций. Перфорирование на репрессии может быть использовано для повышения эффективности кислотной обработки, особенно при обработке нескольких интервалов с разной проницаемостью. Индивидуальное воздействие на низкопроницаемые интервалы обеспечивает наиболее эффективное воздействие с помощью кислотной обработки или ГРП.


30

Глава 4. Кислотная обработка/ГРП Так как кислотная обработка и ГРП являются методами воздействия

на пласт, будет полезно отметить их различия в применении. Кислотная обработка – При проведении кислотной обработки в

песчаных и карбонатных коллекторах используется небольшой объем кислоты (100 галлонов/фут) для удаления загрязнения призабойной зоны (глубина проникновения кислоты в пласт обычно 5 футов или менее). Кислотная обработка осуществляется при малых скоростях закачки (1-4 баррелей/мин) при забойных давлениях, не превышающих давление разрыва породы (создание трещины при кислотной обработке может снизить ее эффективность).

Применение кислотного разрыва в карбонатных коллекторах при

давлении выше давления разрыва пород может быть очень эффективным методом воздействия на пласт для поддержания высокого уровня добычи, недостижимого с помощью кислотной обработки.

Гидравлический разрыв пласта – Процесс ГРП представляет собой

процесс закачки жидкости в пласт при давлении, превосходящим давление разрыва породы, при котором происходит образование трещины. Для транспортировки проппанта, применяемого в качестве расклинивающего агента, используют инертные гели. Проппант (отсортированный песок высокого качества или искусственный проппант) служит для предотвращения смыкания трещины. Проппант должен выдерживать напряжения смыкания горных пород. Проницаемость и проводимость закрепленной проппантом трещины достаточно высока по сравнению с проницаемостью пласта. Увеличение добычи жидкости из пласта обычно достигается с помощью ГРП, так как фильтрация жидкости из пласта в скважину облегчается созданием высокопроводящей трещины (площадь трещины, проводимость трещины).

При кислотном ГРП кислота вытравливает каналы вдоль

поверхности созданной трещины. В конце обработки трещина закрывается, а вытравленные кислотой каналы остаются открытыми (дизайн трещины, вытравленной кислотой).


31

Глава 5. Введение в гидравлический разрыв пласта

Нефть и газ добываются из разных типов резервуаров. На протяжении геологического времени и под действием тектонических сил углеводороды удерживаются в осадочных породах разного типа пористости, расположенных в различных частях земного шара. При бурении скважины через продуктивный пласт, находящиеся под большим давлением в поровом пространстве нефть и газ двигаются к скважине, а затем поднимаются на поверхность. Режим, при котором происходит приток жидкости к скважине, называется радиальным (рис.12.)

Рис.12. Радиальный приток к скважине

Когда скважина дает приток при радиальных условиях, ее производительность зависит от депрессии, создаваемой между пластом и скважиной ΔP, и пропускной способности пласта kh. Приток добывающей скважины может быть значительно увеличен с помощью гидравлического разрыва пласта. При проведении ГРП в скважину закачивается жидкость при давлении выше давления разрыва породы. При дальнейшей закачке жидкости в пласт создается высокопроницаемая трещина. В песчаных коллекторах, а иногда и в карбонатных, созданная трещина расклинивается проппантом. В карбонатных коллекторах для растворения породы вдоль трещины может быть использована кислота. Использование кислоты увеличивает проницаемость трещины за счет создания вытравленных каналов, остающихся открытыми после закрытия трещины. Течение жидкости в трещине – линейное (рис.13.).


32

Рис.13. Линейное течение жидкости в трещине

Создание линейного потока ведет к увеличению темпов отбора жидкости из пласта. В трещине значительно снижаются дополнительные потери давления при течении жидкости из пласта к скважине.

Желаемые экономические показатели и интенсификация добычи пластовой продукции могут быть достигнуты с помощью ГРП. Ускорение темпов отбора жидкости из пласта означает, что балансовые запасы могут быть извлечены за более короткий период времени. ГРП может быть применен как в высокопроницаемых, так и в низкопроницаемых коллекторах.

Ясно, что ГРП часто используется для увеличения добычи из низкопроницаемых зон пласта. Площадной контакт высокопроницаемой трещины с пластом дает заметное увеличение притока из низкопроницаемого пласта, а также количество экономически рентабельных извлекаемых запасов углеводородов.

Экономический эффект от ГРП также ощутим в высокопроницаемых песчаных пластах при использовании высоких концентраций проппанта и относительно небольшого объема жидкости, т.е. так называемой технологии Frac & Pack. Кислотный ГРП также используется для поддержания стабильного уровня добычи высокодебитных газовых скважин, добывающих из среднепроницаемых карбонатных коллекторов. В высокодебитных скважинах ГРП обеспечивает не только первоначальное увеличение добычи, но и, благодаря наличию трещины, позволяет увеличить эффективность дренирования жидкости путем создания линейного течения в трещине, обеспечивающего уменьшение потерь давления ΔP.


33

Индекс продуктивности PI является показателем эффективности проведения ГРП. Так как естественная проницаемость k – неизменный параметр, проницаемость пласта оказывает значительное влияние на дебит скважины. Чем меньше потери давления ΔP, тем эффективнее воздействие на пласт. Уравнение расчета индекса продуктивности J выглядит следующим образом:

J = q (Уравнение 8) Δp

где:

J = индекс продуктивности PI, ст.бар./день/psi q = объемный дебит, ст.бар./день Δp = пластовое давление pr – забойное давление pwf Геометрия трещины

Существует множество зависимостей в механике трещины, влияющих на характер развития трещины в реальных геологических условиях. Понимание этих взаимосвязей очень важно для моделирования трещины и компьютерного дизайна.

Ориентация трещины

На начальном этапе применения ГРП было сделано допущение, что создаваемая трещина горизонтальная, так как полагали, что наиболее вероятно развитие трещины между плоскостями напластования. Ранняя диагностика скважины, проводимая в начале 1960-х годов совместно с лабораторными исследованиями, показали, что большинство трещин вертикально. Напряжение горных пород определяет ориентацию создаваемой трещины, а также влияет на азимут трещины.

Для анализа влияния горных напряжений на развитие трещины их можно разбить на три основных составляющих: два горизонтальных напряжения (σx и σy) и одно вертикальное (σz) как показано на рис.14. Результирующим напряжением является сумма трех составляющих и порового давления (или пластовое давление pr). Давление в поровом пространстве компенсирует горные напряжения. Давление обусловлено присутствием в порах флюидов (в основном нефти и газа) и давлением вышележащих пород. Поровое давление компенсирует каждую из основных составляющих горного напряжения.


34

Рис.14. Основные напряжения горных пород

Для создания трещины при проведении ГРП необходимо преодоление предела прочности породы на разрыв. Направление и развитие трещины зависит от естественных напряжений горных пород. Развитие трещины будет происходить в направлении, перпендикулярном минимальному горному напряжению. Например, если σx – наименьшее горное напряжение, то развитие трещины будет происходить в плоскости, перпендикулярной этому напряжению, как показано на рис.15.

σx σx < σy < σz

σz σy

Рис.15. План вертикальной трещины, перпендикулярной σx

Если вертикальное напряжение σz наименьшее, то создаваемая трещина развивается в горизонтальной плоскости. Опыт показывает, что горизонтальные трещины имеют место на небольших глубинах, где давление вышележащих толщ σz минимально. Конечно же, в регионах с аномальными горными напряжениями вследствие складкообразования и образования взбросов и сбросов возможно создание наклонных трещин и других отклонений. Однако в большинстве случаев мы имеем дело с вертикальными трещинами. Многие технические достижения в разработке моделей и анализе поведения трещины и давлений разрыва основаны на системе вертикальных трещин.

σy

σz

σx


35

Азимут трещины Основные напряжения горных пород влияют не только на горизонтальное или вертикальное развитие трещины, но и на ее азимут (при вертикальном развитии трещины). Знание азимута трещины важно по следующим причинам: 1) вследствие минимизации интерференции скважин и 2) вследствие использования преимущественного расположения азимутов скважин при вторичной и третичной добыче. На рис.16 представлен случай интерференции двух скважин. Знание азимута трещины может быть использовано на практике

Рис.16. Схема интерференции двух скважин

Несмотря на то, что тенденции образования трещин в данном геологическом регионе известны, в некоторых скважинах должны быть рассмотрены предполагаемые азимуты трещин. Существует несколько методик для определения или приблизительной оценки азимута трещины. Некоторые методы для точного определения азимута трещины включают в себя:

• наклономеры • лабораторные исследования профиля напряжений и анизотропии направленных кернов

• глубинная сейсморазведка • измерение эллиптичности диаметра скважины

Высота, ширина и длина трещины

Способность трещины увеличивать добычу из пласта зависит от трех главных характеристик геометрии трещины: высоты, ширины и эффективной длины. Эти параметры взаимосвязаны и определяются горными напряжениями. Схема трещины, закрепленной проппантом, изображена на рис.17.


36

ширина трещины wf толщина интервала длина трещины Lf

Рис.17 Схема геометрии трещины с изображением wf , hf и Lf

Изображение на рис.17 является только половиной полной геометрии трещины. В таком случае длина трещины на самом деле представляет ее полудлину, так как предполагается, что всегда существует зеркальное отражение этой трещины с другой стороны скважины с такими же параметрами как ширина, высота и длина. Об этом всегда нужно помнить при анализе влияния трещины на продуктивность скважины.

Что касается геометрии трещины, можно сказать, что очень важна ширина трещины wf, так как ее произведение на проницаемость трещины kf определяют ее проводимость wf*kf или ее способность проводить флюиды к скважине. Высота трещины важна с точки зрения ее соотношения к эффективной толщине продуктивного пласта. Избыточная высота трещины ограничивает длину трещины, которая могла бы быть достигнута при данном объеме закачки. Длина трещины Lf - степень развития трещины вглубь продуктивного пласта. Длина трещины является важным параметром, так как определяет площадь зоны дренирования жидкости из пласта.

Факторы, влияющие на геометрию трещины

• Проницаемость пласта ko – Количество жидкости, профильтровавшейся в пласт во время ГРП, будет зависеть от свойств самой жидкости и от проницаемости пласта. Когда фильтрация жидкости разрыва в пласт велика, длина трещины уменьшается и трещина становится уже.

• Естественные напряжения горных пород – Ширина трещины также зависит от естественных горных напряжений (минимального горного напряжения). Высота трещины

высота трещины hf


37

контролируется границами пласта (кровлей и подошвой) и величиной основных напряжений горных пород.

• Свойства горных пород – Ширина трещины обратно пропорциональна модулю упругости Юнга горных пород. Например, чем выше модуль Юнга, тем уже трещина. Другие свойства горных пород, такие как коэффициент Пуассона и сжимаемость системы, также влияют на геометрию трещины, но в значительно меньшей степени.

• Пластовое давление – Градиент разрыва (используемый для определения величины давления необходимого для разрыва породы) зависит от пластового давления. В основном, чем выше градиент разрыва, тем выше давление, которое необходимо создать во время ГРП. Если рабочее давление достигает максимально допустимого давления (для устья и манифольдов), то возможно преждевременное экранирование трещины во время закачки проппанта. Экранирование происходит, когда достигается максимально допустимое давление и дальнейшая закачка проппанта не может продолжаться безопасно. Очевидно, что остановка процесса будет преждевременной, когда только часть запланированного количества проппанта была закачана в пласт, что может в огромной мере ограничить геометрические параметры трещины (высоту, ширину, и длину), полученные в результате воздействия.

Нагнетательный тест и параметры ГРП Единственным доступным способом наблюдения и контроля

развития трещины в реальном времени является интерпретация записи давления. Процесс ГРП обычно проходит в следующей последовательности:

• разрыв породы • начальный рост трещины • развитие трещины • закрытие трещины

Знание величин давлений, соответствующих данным этапам, является решающим в успешном дизайне и проведении ГРП.

В большинстве случаев перед основным ГРП проводится нагнетательный тест для уточнения информации о пласте, который называется мини-ГРП (информационный ГРП). Он показывает, как будет вести себя порода во время основного ГРП. Также во время проведения нагнетательного теста можно получить информацию о потерях давления в перфорационных отверстиях и призабойной зоне, а также вероятность создания множественных трещин.


38

На рис.18 представлен пример записи забойного давления при информационном ГРП. Этот рисунок показывает, какую информацию можно получить при проведении нагнетательного теста.

разрыв повторное раскрытие

эффективность жидкости развитие трещины ISIP

тест с пошаговым снижением скорости закачки

закрытие трещины тест с пошаговым увеличением скорости закачки

давление скорость закачки

Рис.18. Пример записи забойного давления при информационном ГРП Из нагнетательного теста могут быть получены следующие

параметры: • давление разрыва породы • градиент разрыва • давление развития трещины • давление мгновенной остановки насосов ISIP • давление закрытия трещины • давление раскрытия трещины • величины потерь давления на трение в НКТ • потери давления на трение в перфорационных отверстиях. • потери давления в призабойной зоне • эффективность жидкости • приблизительный объем жидкости разрыва (подушки)

Необходимость дизайна ГРП

Существует множество переменных параметров ГРП. Некоторые из них непосредственно зависят от характеристик пласта (глубина, пластовое давление, пластовая температура, мощность продуктивного интервала и т.д.). Также можно сказать, что существует множество переменных параметров, связанных с планируемой операцией по ГРП:


39

• объем закачки • тип рабочей жидкости • концентрация геля • тип и размер проппанта • концентрация проппанта • скорость закачки

Все эти величины и необходимые допущения могут быть приняты в

расчет при использовании программного обеспечения, которое разработано для моделирования процесса ГРП. Существует несколько моделей, которые могут быть использованы для дизайна успешного ГРП.

Осуществление ГРП Успешное проведение ГРП требует хорошей координации и тесного

сотрудничества специалистов добывающей и сервисной компаний. Для успешного проведения ГРП должны быть реализованы следующие мероприятия:

1. Выбор кандидатов для ГРП. 2. Обзор всей имеющейся информации о скважине и ее истории. 3. Предварительный дизайн ГРП с использованием данных о скважине и рабочей жидкости. За это время может быть проанализировано несколько вариантов.

4. Обзор входных данных для дизайна ГРП. 5. Завершение дизайна ГРП, разработка плана работ с учетом требований безопасности, касающихся как рабочего персонала, так и оборудования.

6. Быстрая доставка и монтаж оборудования сервисной компании на место проведения полевых работ.

7. Подготовка рабочей жидкости с использованием процедур контроля качества и лучших материалов, доступных на сегодняшний день.

8. Проведение собрания по технике безопасности и опрессовка оборудования. Нагнетательный тест и основной ГРП должны быть проведены профессионально при тесном взаимодействии представителей добывающей и сервисной компаний.

9. Данные, полученные в результате проведения ГРП, должны быть сохранены. Цифровые данные должны быть использованы для дальнейших дизайнов ГРП. Все события, заслуживающие внимания, а также предложения по улучшению качества работ должны быть отражены в отчете.

10. После завершения ГРП необходимо провести наблюдение за характеристикой работы скважины. Оценка проведенного ГРП может потребовать использования меченых атомов для


40

определения эффективности развития трещины. Также может быть полезным проведение ГДИС на неустановившихся режимах притока для получения величин эффективной длины и проводимости трещины для планирование мероприятий по усовершенствованию последующих ГРП.


41

Глава 6. Выбор кандидатов для ГРП При выборе кандидатов для ГРП необходимо сделать следующие шаги:

• сбор данных о характеристиках пласта и конструкции скважины

• определение потенциала скважины • оценка технического состояния скважины • расчет дизайна ГРП

Сбор данных

При анализе поведения ГРП на данной скважине очень важна вся ее история, так как каждое событие может повлиять на тип необходимого воздействия на пласт. История добычи также может говорить о вероятности успеха проведения ГРП. Важные источники информации представлены в таблице 4.

Таблица 4: Источники данных о пласте и скважине Тип данных Источники данных Назначение данных

-литология -тип горных пород -пористость -проницаемость -напряжения горных пород -градиент разрыва -вдавливание проппанта в ГП

каротаж образцы керна опробование пласта исследование кривых восстановления давления отчеты о проведении ГРП в других скважинах ГИС диаграмма параметров бурения

Для определения: • типа воздействия • вероятной эффективности ГРП • максимального рабочего давления на

поверхности • ухудшения проводимости трещины

(разрушение проппанта или вдавливание в породу)

Состав пластовых флюидов

образцы керна опробование пласта каротаж

• для определения совместимости пластовых флюидов с рабочими жидкостями

Водонасыщенность каротаж образцы керна

• для определения водонефтяного фактора, совместимости жидкостей и потенциального дебита скважины после ГРП

Пластовые аномалии или загрязнение

исследование кривых восстановления давления (КВД) опробование пласта геологические карты/разрезы

• для определения типа воздействия

Пластовое давление исследование КВД или методом понижения уровня

• для определения ожидаемой продуктивности

• для расчета индекса продуктивности по сравнению с соседними скважинами


42

Данные по добыче история добычи испытание скважины на приток

• для расчета индекса продуктивности PI • для определения кратности увеличения

дебита • для определения извлекаемых запасов • для определения вероятности успеха • для установления вероятных проблем при дизайне и проведении ГРП

Анализ разработки пласта

Анализ разработки пласта включает в себя определение степени выработки запасов, увеличения продуктивности в результате ГРП, предполагаемого влияния на газовый фактор или водонефтяной фактор, геологии и свойств горных пород продуктивного интервала и прилегающих к нему пластов, влияния трещины на ближайшие скважины и обзор другой имеющейся информации. Текущие условия эксплуатации скважины влияют на результат проведения каждого ГРП. Поэтому, наличие более полной информацией о пласте необходимо для выбора кандидатов для проведения ГРП. Некоторые параметры должны быть рассмотрены в обязательном порядке:

• высокие газонефтяной или водонефтяной факторы • интерференция с соседними скважинами • геомеханические барьеры (включая литологические барьеры и горные напряжения)

• причина низкой продуктивности Высокие газонефтяной или водонефтяной факторы

Система трещин, сообщающаяся с продуктивным интервалом, позволяет повысить продуктивность скважины. Так или иначе, если трещина затрагивает соседние интервалы (вторжение в водонасыщенную зону) или прорывается в газовую шапку, то вскоре вероятно возникновение проблем при добыче. Нежелательный рост трещины показан на Рис.19.


43

H продуктивный интервал глина

Рис.19. Распространение трещины в газовую шапку или нижележащий водонасыщенный пласт

Как правило, если газовый фактор или обводненность высокие, после проведения ГРП они будут увеличиваться. После установления притока из нежелательных зон, как правило, невозможно изолировать дополнительную добычу воды или газа. Это очень важный момент, потому что высокая обводненность или раннее истощение газовой шапки может пагубно повлиять на дальнейшую добычу из пласта

Интерференция скважин

Глубина проникновения трещины в пласт может повлиять на соседние скважины (в зависимости от их расположения). Это происходит, когда созданная трещина контактирует с системой трещин соседних скважин. Поэтому знание вероятного азимута образования трещины и определение объема воздействия важно, особенно на месторождениях, разбуренных по плотной сетке. По этой причине при выборе расстояния между скважинами нужно учитывать длину трещины и ее азимут для минимизации интерференции скважин и для увеличения коэффициента извлечения.

Геомеханические барьеры Развитие трещины при проведении ГРП зависит от двух факторов: 1) естественных горных напряжений и 2) свойств горных пород. Эти характеристики должны быть рассмотрены при планировании ГРП.

газовая шапка

водонасыщенный пласт

высокопроницаемая трещина


44

Из лабораторных и полевых исследований известно, что определенным типам горных пород соответствуют особые свойства. Например, более плотные глины реагируют на давление разрыва иначе, чем песчаники или известняки. Свойства горных пород (модуль упругости Юнга, коэффициента Пуассона и предел прочности на разрыв) влияют на их поведение при проведении ГРП. Когда трещина развивается из продуктивного интервала в зону плотных глин (или известняков), скорость развития трещины будет меняться в зависимости от свойств горных пород. Обычно, более плотные непроницаемые зоны ограничивают вертикальную трещину, или, по крайней мере, снижают скорость развития трещины. Было сказано, что горные напряжения (в особенности, σhorizontal) значительно больше влияют на рост трещины в высоту, чем свойства горных пород. Для моделирования процесса развития трещины (длина, высота и ширина) были разработаны модели, основанные на трехмерной геометрии трещины. Одной из наиболее важных входных величин в трехмерной модели является профиль напряжений горных пород. Пример такого профиля и его влияние на высоту трещины показаны на рис.20.

Профиль созданной трещины

Рис.20. Влияние горных напряжений на высоту трещины В настоящее время напряжения горных пород определяются из акустического каротажа (такого как дипольный акустический каротаж, включающий в себя измерение скорости распространения поперечной и продольной волн через исследуемый образец породы). Несмотря на то, что это каротаж намного дороже, чем обычный, он дает бесценную информацию, касающуюся вероятности роста высоты трещины и относительную вероятность трещинообразования в скважинах, законченных на несколько продуктивных пластов. Может оказаться достаточным проведение однократного дипольного

Плотные глины

продуктивныйпесчаник

алевролит

известняк

Величина напряжений

высокая низкая


45

акустического каротажа для получения профиля горных напряжений, которые могут быть использованы для остальных скважин данного месторождения. Для оценки высоты трещины сервисные компании создают модели, использующие акустические исследования и свойства горных пород. Такие модели дают информацию, касающуюся степени роста трещины в ширину при изменении давления разрыва. Пример такой модели дан на рис.21.

Рис.21. Пример модели развития трещины Измерение высоты трещины используют для оценки эффективности проведенного ГРП, а также для оценки эффективности перемычек. Методы оценки высоты трещины (на забое) включают в себя использование меченых атомов при закачке жидкости и проппанта, измерение профиля температуры и микросейсмические исследования. Пример радиоактивного каротажа, использованного для определения высоты трещины, изображен на рис.22.


46

Рис.22. Пример радиоактивного каротажа Хотя литология пласта и горные напряжения оказывают доминирующее влияние на высоту созданной трещины, существуют и другие факторы, оказывающие дополнительное влияние на этот процесс. Например, ширина трещины является функцией вязкости жидкости, скорости и объема закачки. В целом, чем шире трещина, тем вероятнее ее развитие в вертикальном направлении как показано на рис.23

Развитие трещины вверх

Wfracture = f (вязкость, скорость закачки, объем, 1/E*)

Развитие трещины вниз * E = модуль упругости Юнга, psi

Рис.23. Рост трещины в ширину и высоту


47

Современные трехмерные модели учитывают влияние параметров операции (объем, скорость закачки и т.д.) на теоретический рост высоты трещины при наличии таких входных параметров как горные напряжения и свойства горных пород.

Выявление причин низкой продуктивности

Гидравлический разрыв пласта показал себя как эффективный метод увеличения добычи из различных типов коллекторов по всему миру. Его использование распространяется даже на высокодебитные скважины. Во многих низкопроницаемых газовых пластах ГРП рассматривается как часть программы заканчивания скважин и является эффективным методом увеличения дебита скважин до экономически обоснованного. Перед применением ГРП для повышения производительности скважин необходимо выявить причину ее низкой продуктивности. Существуют три причины низкого уровня добычи:

• низкая проницаемость пласта • загрязнение пласта • истощение пласта

Низкая проницаемость пласта

Способность породы доставлять к скважине нефть или газ зависит от ее пропускной способности kh. Обычно проницаемость пласта менее 1,0 мД считается низкой, в некоторых газовых залежах существует проницаемости менее 0,01 мД. Пропускная способность очень важный параметр, характеризующий приток флюидов из пласта. Многие породы имеют аномальные пластовые давления (градиент порового давления более 0,5 psi/фут), но могут обеспечивать лишь небольшие дебиты из-за ограниченной проницаемости. ГРП успешно применяется для увеличения добычи из низкопроницаемых пластов, так как созданная трещина значительно увеличивает площадь притока и обеспечивает линейный приток к скважине.

Загрязнение пласта

Существует множество источников загрязнения призабойной зоны пласта добывающей скважины. Загрязнение служит причиной низкой продуктивности скважин из-за снижения проницаемости. На рис.24 изображена скважина с поврежденной проницаемостью призабойной зоны.


48

Рис.24. Пример загрязнения призабойной зоны

Существуют следующие типы загрязнений призабойной зоны и причины ухудшения проницаемости пласта:

• закупорка пор глинами и мелкими частицами • закупорка перфорационных отверстий • образование эмульсий • эффекты относительной проницаемости • отложения асфальтенов, парафинов и солей • загрязнение пласта буровым раствором

Во многих случаях загрязнение призабойной зоны может быть удалено при помощи кислотной обработки. Такой тип воздействия предназначен для растворения загрязняющих пласт веществ при помощи кислоты и органических растворителей. Гидравлический разрыв пласта может быть использован при присутствии интенсивного загрязнения, которое не может быть эффективно удалено при помощи кислотной обработки. В таком случае создание трещины сводит к минимуму влияние поврежденной зоны на приток к скважине.

Истощение пласта Уровень добычи углеводородов из пласта снижается с течением времени. В конечном счете, даже дебит лучших скважин падает до экономического предела. Воздействие на пласт путем ГРП обычно имеет ограниченный успех в частично истощенных резервуарах (в зависимости от степени истощенности), хотя и позволяет извлечь оставшиеся запасы в ускоренном темпе. Так как пластовое давление в таких скважинах низкое, добыча после ГРП (рабочих жидкостей из пласта) обычно занимает достаточно большой промежуток времени

нет загрязнения (ko , ΔPprod)

загрязнение (kskin и ΔPskin)

ko = неповрежденная проницаемость ΔPprod = депрессия kskin = поврежденная проницаемость ΔPskin = потери давления в загрязненной зоне


49

даже при использовании активированных жидкостей (насыщенных азотом или углекислым газом).

Оценка свойств пласта и степени его загрязнения Для оценки свойств пласта и потенциала скважины на данный момент существует несколько моделей. Однако обычная кривая восстановления давления может дать информацию о потенциальной возможности увеличения продуктивности скважины методами воздействия на пласт. Данные, полученные из кривой восстановления давления, включают в себя:

• проницаемость пласта, k • загрязнение призабойной зоны (скин-эффект).

ГРП является эффективным методом создания высокопроводящего канала, обеспечивающего приток флюидов к скважине через загрязненную зону. Зависимости, рассмотренные в начале данного курса, могут быть использованы для оценки потенциальной прибыли от мероприятий по ликвидации влияния положительного скин-фактора на продуктивность скважины.

Технический анализ Технический анализ включает в себя возраст и техническое

состояние НКТ, подземного и устьевого оборудования. Все оборудование должно выдерживать рабочие давления. После анализа свойств пласта и расчета потенциального прироста дебита скважины осуществляются расчеты максимальных рабочих давлений необходимых для проведения ГРП.

Во время проведения ГРП осуществляется закачка жидкости при высоких скоростях и давлениях для создания трещины и ее дальнейшего развития. Устьевое оборудование, колонны труб (включая обсадные, если подвержены нагрузке) и подземное оборудование должно выдерживать механическую нагрузку, прилагаемую при проведении операции.

Рабочее давление НКТ, обсадных колонн, устьевого и подземного оборудования должно быть сопоставлено с максимальным давлением, необходимым для проведения ГРП. Если какое-то оборудование не способно выдерживать предполагаемое рабочее давление, необходимо его заменить, ограничить рабочее давление или не рекомендовать данную скважину для проведения ГРП.

H


50

Первичная и восстановленная целостность цементного кольца Для обеспечения закачки жидкости в продуктивный интервал необходимо наличие хорошего цементного кольца. В некоторых случаях рабочая жидкость, находящаяся под большим давлением, может мигрировать через заколонное пространство в другие интервалы. Когда качество цемента сомнительно, желательно провести акустический каротаж для проверки качества цемента. Температурный каротаж, проведенный во время бурения или заканчивания скважины, может служить источником информации, дающей координаты верхней границы цементного кольца.

Иногда необходимо проведение вторичного или исправительного цементирования для ликвидации возможности заколонных перетоков. Так как процесс цементирования обычно включает в себя закачку цемента через перфорационные отверстия, должны быть приняты меры предосторожности при проведении ГРП с большими рабочими давлениями. Когда это возможно, необходимо изолирование зацементированных участков с помощью пакера. Если зацементированная зона находится ниже продуктивного интервала, она может быть изолирована с помощью разбуриваемой пробки-моста или песчаной пробки. Если невозможно изолировать зацементированный интервал, необходимо провести опрессовку, чтобы удостовериться в его герметичности.

Состояние колонн труб

Инженер, проектирующий ГРП, должен учитывать параметры и состояние колонн труб. Колонны труб имеют определенные пределы текучести в зависимости от их размеров, веса (толщины стенок) и класса стали. Колонны труб в скважине должны выдерживать предполагаемые максимальные нагрузки на протяжении всей жизни скважины. Тем не менее, в высокодебитных скважинах, в которых при планировании конструкции скважины не учитывалась вероятность применения методов воздействия на пласт, высокие рабочие давления, необходимые для проведения ГРП, могут превысить допустимые значения. Поэтому необходимо проведение дополнительных мероприятий при планировании операции ГРП.

Влияние максимального рабочего давления Способность создавать достаточное для ГРП давление имеет решающее значение для успеха операции. Колонны труб должны выдерживать максимальные рабочие давления. Для этого необходимо произвести расчет этих давлений для проведения


51

опрессовки оборудования перед операцией. Методика расчета давления закачки будет приведена далее. Если колонны труб не могут быть опрессованы на максимальные давления, то при проведении ГРП рабочие давления могут быть ограничены до допустимых значений. Если для создания эффективной трещины, закрепленной проппантом, необходимы высокие давления, то нужно произвести замену НКТ. Давление в затрубном пространстве – При проведении ГРП обычно производят установку пакера для изоляции затрубного пространства, в котором рекомендуется поддерживать определенное давление. Создавая давление в затрубном пространстве во время проведения операции можно сразу определить отсутствие герметичности колонн труб, а также снизить перепад давлений на пакере.

Расчет максимально ожидаемого устьевого давления

Для установления соответствия имеющегося оборудования (колонны труб, устьевого оборудования, подземного оборудования) максимальным ожидаемым давлениям необходимо произвести их расчет.

Расчет максимальных ожидаемых давлений и необходимой мощности оборудования является очень важным этапом планирования ГРП.

Устьевое давление при проведении ГРП можно разбить на несколько составляющих:

• BHTP = Забойное давление = градиент разрыва x глубина, psi – давление, необходимое для удерживания трещины в открытом состоянии и обеспечения ее дальнейшего роста

• Ppipe = Потери давления на трение в НКТ, psi – эти потери зависят от типа и вязкости рабочей жидкости, размера НКТ и скорости закачки

• Pperf = потери давления в перфорационных отверстиях, psi – эти потери могут быть максимальным во время начала развития трещины (в зависимости от ориентации трещины, глубины проникновения и числа перфорационных отверстий). Важной составляющей этих потерь, особенно в момент создания трещины, является Ptortuosity (потери давления за счет извилистости траектории движения жидкости в районе перфорационных отверстий).

• Pnet = Потери давления на трение в трещине (чистое давление), psi – так как трещина развивается, ее параметры (высота, ширина и


52

длина) увеличиваются. Если трещина ограничена границами продуктивного интервала, Pnet будет расти постепенно и может достигать 1000 to 2000 psi. Если Pnet во время проведения ГРП внезапно снижается, это значит, что трещина больше не ограничена, т.е. происходит ее рост в высоту.

• Phydrostatic = Гидростатическое давление столба жидкости. Вес столба жидкости содействует достижению необходимого давления на забое, поэтому эта составляющая вычитается их других компонент (см. уравнение 9). Важно запомнить, что действительное забойное давление равно сумме устьевого (Psurface) и гидростатического давлений (Phydrostatic).

Psurface = BHTP + Ppipe + Pperfs + Pnet - Phydrostatic (Уравнение 9)

Составляющие устьевого давления изображены на рис.25. Psurface

Ppipe Phydrostatic

Рис.25. Составляющие устьевого давления Таким образом, для оценки устьевого давления должны быть известны градиент разрыва, тип рабочей жидкости, тип и размер НКТ, глубина продуктивного интервала и потери давления на трение в НКТ и перфорационных отверстиях.

насосы

Pperfs BHTP Pnet


53

Определение градиента давления ГРП

Величина градиента разрыва породы получается в результате деления забойного давления на вертикальную составляющую глубины скважины (обычно измеренную до середины интервала перфорации). Устьевое давление плюс давление, создаваемое столбом жидкости, минус потери давления на трение дает значение градиента давления ГРП. Градиент давления ГРП - это давление, необходимое для удержания трещины в открытом состоянии. Существует два градиента давления ГРП для любой породы: градиент разрыва и градиент развития трещины (см. рис.18). Градиент разрыва – это минимальное забойное давление, необходимое для инициирования трещины. Градиент развития трещины – это давление необходимое для роста трещины. Давление, необходимое для инициирования трещины, больше, чем давление, необходимое для развития трещины. Это можно объяснить тем, что сначала необходимо преодолеть предел прочности породы на разрыв. Разрыв породы и характер развития трещины в различных типах пород отличаются. Например, при проведении ГРП с технологией Frac & Pack в мягких слабосцементированных породах инициирование трещины может быть незаметным событием, так как давление разрыва породы ненамного отличается от давления развития трещины. С другой стороны, градиент разрыва твердых низкопроницаемых известняков может быть на несколько сотен psi выше давления развития трещины. Зачастую в трещиноватых коллекторах разрыв породы может и не наблюдаться, так как в процессе ГРП может происходить развитие уже существующих трещин.

Давление разрыва и развития трещины обычно измеряются при проведении информационного ГРП (такого как Data Frac или Minifrac), проводимого перед основным ГРП. Такие непосредственные измерения позволяют произвести необходимые изменения в плане работ основной операции. Для проектного расчета ГРП на новой скважине обычно используются градиенты давлений, полученные на соседних скважинах, или данные о пласте и свойствах горных пород. Для измерения градиента развития трещины в полевых условиях необходимо провести закачку в пласт жидкости при давлениях превосходящих давление разрыва (давление, полученное при


54

информационном ГРП, показано на рис.18). В завершение нагнетательного теста скорость закачки необходимо мгновенно снизить до нуля. При остановке насосов устьевое давление падает до давления мгновенной остановки насосов ISIP. Градиент развития трещины рассчитывается с помощью ISIP: Градиент давления =__ISIP__ + градиент жидкости (Уравнение 10) глубина где: ISIP = мгновенное давление остановки насосов (psi) Градиент жидкости = гидростатический градиент жидкости в НКТ когда ISIP измерено в psi/фут Глубина = вертикальная составляющая глубины скважины, измеренной до середины интервала перфорации (фут)

Влияние «чистого» давления Pnet на ISIP

Для получения точного значения градиента давления ГРП вскоре после инициирования трещины, стабилизации скорости и давления закачки и дальнейшего развития трещины необходимо определить ISIP. При дальнейшей закачке жидкости для получения больших величин длины трещины происходит увеличение сопротивления развитию трещины, которая начинает расти в высоту. Сопротивление развитию трещины характеризуется чистым давлением. Так как большинство трещин является ограниченным, то понятно, что рабочее давление в большинстве случаев увеличивается, потому что, чем больше объем закачки, тем труднее разместить жидкость и проппант в созданной трещине. Такое поведение может быть использовано для объяснения разности измеряемых ISIP при информационном и основном ГРП. Давление мгновенной остановки, измеренное в конце основного ГРП обычно на несколько сотен psi больше, чем измеренное при информационном ГРП. Характер изменения чистого давления может быть использован в качестве диагностического инструмента и будет подробно рассмотрен позднее в следующей главе.

Определение градиента жидкости разрыва Phydrostatic

Градиент жидкости разрыва, называемый гидростатическим градиентом жидкости, напрямую зависит от ее плотности (фунт/галлон). Подобно градиенту давления ГРП градиент жидкости может оказывать влияние на рабочее устьевое давление. Двумя очень


55

важными свойствами жидкости разрыва являются ее способности развивать трещину и транспортировать проппант.

Существует три основных типа жидкости разрыва, используемых при ГРП с применением проппанта: на водной основе, на нефтяной основе и многофазные. Так как градиент жидкости зависит от плотности, то для его определения необходимо знать тип используемой жидкости. Градиенты основных жидкостей разрыва представлены в таблице 5.

Таблица 5 Градиенты основных типов жидкостей ГРП Тип жидкости Градиент жидкости, psi/фут

загущенная вода загущенная нефть эмульсия пена

• двуокись углерода • азот

0,44 0,36 0,39

0,45

0,22* * Приблизительный градиент жидкости;

плотности азотных пен могут значительно варьироваться в зависимости от давления и температуры.

Гидростатическое давление жидкости может быть рассчитано по формуле 11:

Phydrostatic = (0,05195) x ρжидкости разрыва, фунт/галлон x глубина (Уравнение 11)

где: ρжидкости разрыва = плотность жидкости разрыва, фунт/галлон глубина = вертикальная составляющая глубины, измеренная до середины интервала перфорации, фут В каждой из жидкостей градиент будет увеличиваться с повышением концентрации проппанта, снижая таким образом рабочее устьевое давление необходимое для поддержания процесса развития трещины (т.е. чем выше плотность жидкости, тем меньше необходимо дополнительного давления на поверхности). С другой стороны с увеличением концентрации проппанта возрастают потери давления на трение (высокая концентрация проппанта увеличивает эффективную вязкость жидкости). Влияние потерь давления в НКТ будет рассмотрено позднее. Плотность проппантной смеси (в фунт/галлон) может быть рассчитана с помощью уравнения 12:


56

ρslurry = (ρfrac fluid + Pcon) (Уравнение12) [1 + (AVF x Pcon)] где: ρslurry = плотность жидкости-песконосителя, фунт/галлон ρfrac fluid = плотность рабочей жидкости, фунт/галлон AVF = абсолютный объемный коэффициент, галлон/фунт Pcon = концентрация проппанта, фунт/галлон В таблице 6 представлены величины абсолютного объемного коэффициента (функция удельной плотности) для основных типов проппанта. Таблица 6. Абсолютный объемный коэффициент (AVF) для

различных видов проппанта Тип проппанта Удельная плотность AVF, галлон/фунт

Песок Песок, покрытый смолой EconoProp/ValuProp CarboLite/Naplite CarboProp/Interprop Боксит

2,65 2,56 2,70 2,73 3,29 3,59

0,0456 0,0472 0,0448 0,0443 0,0367 0,0337

Как правило, влияние повышенной плотности жидкости компенсируется увеличением вязкости, получаемой при добавлении проппанта. Чем выше вязкость жидкости, тем большее давление необходимо для ее закачки. Диаграммы, отображающие влияние проппанта на плотность жидкости и потери давления на трение предоставляются сервисными компаниями.

Оценка потерь давления в перфорационных отверстиях Pperfs

Как видно из уравнения 9, потери давления на трение в перфорационных отверстиях являются важной составляющей устьевого давления. Трение возникает при закачке жидкости через перфорационные отверстия. Потери давления на трение в перфорационных отверстиях Pperfs являются функцией размера отверстий и скорости закачки жидкости (баррелей в минуту через каждое перфорационное отверстие). В общем, чем больше размер перфорационных отверстий, тем меньше в них трение. Также чем выше скорость закачки (а именно скорость/перфорационное отверстие), тем выше потери давления на трение.


57

С совершенствованием технологий перфорирования в настоящее время можно создавать глубоко проникающие в продуктивный интервал отверстия. В некоторых случаях при проведении ГРП в твердых низкопроницаемых породах глубокие перфорационные отверстия могут способствовать образованию множественных трещин. В других случаях, когда направление перфорационных отверстий может не совпадать с направлением развития трещины, создаются дополнительные потери давления на трение (из-за извилистости траектории движения жидкости). В большинстве случаев множественные трещины и извилистость могут быть нейтрализованы (с помощью закачки проппантных пробок (1000-2000 фунтов) в начальной стадии для закупорки трещин, мешающих развитию основной трещины, и обеспечения непосредственного канала для закачиваемой жидкости). Ограниченный ГРП используется для воздействия на многочисленные продуктивные зоны при обработке интервалов длиной в несколько сотен футов за одну операцию (позднее эта технология будет детально описана при рассмотрении изоляции интервалов). При использовании такой технологии общее число перфорационных отверстий специально ограничивается так, чтобы, рабочего давления не смотря на потери давления на трение, было достаточно для закачки жидкости в пласт. Поступление жидкости в пласт контролируется количеством перфорационных отверстий, предназначенных для определенного интервала. Ограниченные ГРП намного сложнее проектировать, поэтому можно не обеспечить эффективного воздействия каждой их зон. К тому же такие операции оказываются намного дороже. Иногда проведение перфорирования или ГРП отдельных интервалов (начиная с нижнего, заканчивая верхним, изолируя интервалы с помощью разбуриваемых пробок, устанавливаемых на ГНКТ) может быть намного эффективнее. Потери давления на трение в перфорационных отверстиях могут быть рассчитаны с помощью уравнения 13: Pperfs = 0,2369 Q2 ρ (Уравнение 13) D4 C2 Где: Pperfs = потери давления на трение в перфорационных отверстиях, psi Q = скорость закачки (бар/мин/перф.отв.) D = диаметр перфорационных отверстий (дюйм) C = коэффициент расхода жидкости при истечении из отверстия (обычно 0.95) ρ = плотность жидкости, фунт/галлон


58

Уравнение 11 применимо для расчета потерь на трение с учетом плотности и размера перфорационных отверстий. С помощью этого уравнения может быть рассчитана скорость закачки для определенного значения потерь давления.

Примечание: Когда неизвестен азимут трещины, необходимо производить перфорацию с плотностью 6 отверстий на фут и фазировкой 60o (с минимальным диаметром 0.30 дюймов). Такая перфорация обеспечивает хорошее сообщение трещины со скважиной, относительно небольшое давление разрыва (в том числе благодаря снижению влияния извилистости траектории движения жидкости). Другие программы перфорирования (например, 120o) также применимы во многих операциях для предотвращения образования многочисленных трещин.

Когда определен азимут трещины, для улучшения качества ГРП может быть использовано направленное перфорирование (с фазировкой 1800). При ориентированном перфорировании перфораторы располагаются в плоскости развития трещины, и вероятность образования множественных трещин значительно снижается. Дополнительным преимуществом ориентированного перфорирования является снижение количества проппанта выносимого из трещины при вводе скважины в эксплуатацию.

Определение потерь давления в НКТ Ppipe

Потери давления на трение в НКТ при закачке рабочей жидкости оказывает влияние на устьевое рабочее давление. Потери давления на трение в НКТ являются функцией:

• типа жидкости • концентрации гелеобразующих агентов (или понизителя трения)

• скорости закачки • диаметра НКТ

Так как эти параметры значительно меняются от операции к операции, как правило, производят расчеты характерных величин потерь давления на трение в НКТ с использованием опытных данных сервисных компаний. Данные о потерях давлений для различных типов жидкостей, размеров НКТ и скоростей закачки имеются в наличии у сервисных компаний.


59

На рис.26 представлена диаграмма потерь давления на трение в трубах различного диаметра (НКТ 2 7/8” (2.441” ID)) и обсадная колона 4 1/2”) при закачке сшитого геля. Потери давления на трение на данных диаграммах обычно выражаются в единицах “psi/1000футов” или “psi/100футов”. Действительные потери рассчитываются умножением величин, полученных из диаграммы, на измеренную до середины интервала перфорации глубину скважины с последующим делением на 1000 или 100 (в зависимости от шкалы).

Рис.26. Диаграмма потерь давления на трение

(сшитый гель на водной основе) Потери давления на трение определенной жидкости могут различаться в рамках месторождения. Так как при ГРП используются сшитые жидкости, для получения необходимой вязкости в них добавляют химические загустители (сшиватели). Назначение сшивателя заключается в соединении высокомолекулярных полимерных цепей между собой для обеспечения необходимой вязкости при довольно низкой концентрации полимера (фунт/1000 галлонов). Так как сшивание является химическим процессом, то температура и время влияют на свойства получаемой жидкости, что в свою очередь влияет на величину потерь давления при закачке данной жидкости. Во многих жидкостях реакция сшивания замедлена до момента достижения жидкостью перфорационных отверстий. Это ведет к уменьшению потерь давления на трение в НКТ и обеспечивает большую вязкость для транспортировки проппанта при приближении к трещине. В настоящее время количества имеющихся знаний о потерях давления на трение достаточно для проектирования


60

операций по ГРП, расчета устьевого рабочего давления и определения необходимой мощности оборудования.

Оценка чистого давления Pnet Потери давления на трение в трещине (чистое давление Pnet) определяют величину дополнительного давления, необходимого для роста трещины под воздействием границ пласта, горных напряжений и трения жидкости о стенки трещины. Потери давления на трение о стенки скважины полагаются незначительными, поэтому их величиной обычно пренебрегают. Чистое давление Pnet используется для контроля процесса ГРП. В настоящее время разработано множество методик измерения забойного давления при проведении ГРП в режиме реального времени. Однако в большинстве случаев чистое давление рассчитывается выражением Pnet из уравнения 9 для устьевого давления (Psurface). Хотя этот способ обеспечивает качественное определение Pnet, его точность зависит от точности величин Ppipe и Pperf. Наилучшими данными являются значения забойного давления, полученные с помощью забойных датчиков или рассчитанные через устьевое давление в затрубном пространстве, не подверженного влиянию потерь давления на трение. Мониторинг чистого давления предложили Нольте (Nolte) и Смит (Smith). Было написано несколько статей, касающихся интерпретации поведения чистого давления (см. ссылки).

Расчет гидравлической мощности HHP

Гидравлическое давление, необходимое для проведения ГРП, создается с помощью поршневых насосов, рассчитанных на закачку жидкости при высоких скоростях и давлениях. Для закачки жидкости и проппанта сервисные компании предоставляют насосные установки. Каждый насос в зависимости от технических характеристик и рабочего состояния рассчитан на определенную мощность HHP. Для планирования ГРП необходимо рассчитать требуемую для осуществления операции мощность HHP. Всегда необходимо иметь запас мощности на случай неисправности насосного оборудования или больших рабочих давлений, так как во время операции нужно длительное время поддерживать высокое давление. В зависимости от операции обычно предусматривается от 50 до 100% резервной мощности.


61

HHP непосредственно зависит от скорости закачки (Q, барр/мин) и устьевого давления (Psurface) и рассчитывается с помощью уравнения 14: HHP = Psurface x Q (Уравнение 14)

40,8 где: HHP = гидравлическая мощность, л.с. Psurface = устьевое рабочее давление, psi Q = скорость закачки, барр/мин 40,8 = переводной коэффициент.


62

Глава 7. Жидкости ГРП

Назначение жидкостей ГРП:

• создание трещины • развитие трещины до желаемых параметров • транспортировка проппанта в созданную трещину.

После создания трещины и завершения процесса ГРП проппант должен удерживать трещину в открытом состоянии под воздействием горных напряжений, чтобы сохранить ее проводимость.

Свойства жидкости разрыва

Для соответствия жидкости разрыва своему назначению, она должна обладать следующими свойствами:

• достаточная способность транспортировать проппант • достаточная эффективность жидкости или ограниченная водоотдача

• низкие потери давление на трение в трубах • совместимость с горными породами и пластовыми жидкостями

• легкость удаления из пласта • оптимальность затрат • безопасность в обращении

Способность транспортировать проппант

Необходимым свойством жидкости, используемой при ГРП, является ее способность транспортировать проппант во взвешенном состоянии через поверхностное оборудование, НКТ и перфорационные отверстия в пласт. Способность жидкости транспортировать проппант в основном зависит от ее вязкости, а также размера, плотности и концентрации проппанта.

Вязкость жидкости

Жидкости ГРП, используемые в настоящее время являются высокоспециализированными жидкостями, которые зависят от сложных химических добавок, используемых для обеспечения их вязкостных характеристик. Жидкости ГРП изготавливаются из ньютоновских жидкостей (таких как вода), вязкость которых при данной температуре является постоянной величиной независимо от скорости сдвига, при которой она измеряется. Таким образом, при


63

добавлении полимеров в ньютоновские жидкости их вязкостные характеристики (способность транспортировать проппант) совершенствуются, и жидкость становится неньютоновской. Вязкость загущенной жидкости, как неньютоновской жидкости, должна всегда определяться как функция скорости сдвига. Как правило, чем больше скорость сдвига, тем меньше кажущаяся вязкость. Загущенные жидкости, используемые при ГРП рассматриваются как жидкости, подчиняющиеся степенному закону, и их вязкость описывается кажущейся вязкостью µa при данной скорости сдвига. Степенной закон – это модель обобщенного закона (описывающего ньютоновские жидкости), созданная для определения поведения неньютоновских жидкостей.

Кажущаяся вязкость загущенной жидкости может быть рассчитана с помощью уравнения степенного закона: µa = __ 4,788 x 104 K’___ (Уравнение 15) (скорость сдвига)1-n’ где: µa = кажущаяся вязкость, сантипуаз (сП) K’ = коэффициент консистенции, фунтосила – секn’/фут2 n’ = показатель степени, безразмерный скорость сдвига = скорость сдвига жидкости, сек-1

Реологические свойства жидкостей, разработанных для процесса ГРП, определяются в лабораторных условиях для различных величин скорости и напряжения сдвига при различных температурах. Пример зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига представлен на рис.27. Для ньютоновских жидкостей напряжение сдвига линейно зависит от скорости сдвига. Что касается неньютоновских жидкостей, то в этом случае напряжение сдвига нелинейно зависит от скорости сдвига (рис.27).


64

0.6 0.4 n’ K’ 0.2 Ньютоновская жидкость Неньютоновская жидкость 20 40 60 80 100

Рис.27. Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига Если вы анализируете прямолинейный участок кривой напряжения сдвига для неньютоновских жидкостей, то величиной угла его наклона будет показатель степени n’, а величина, полученная проецированием прямого участка кривой на ось напряжений, дает значение коэффициента консистенции K’. Реология каждой жидкости ГРП специфична, а величины n’ и K’ являются входными параметрами для дизайна ГРП и компьютерного моделирования поведения трещины. Кажущаяся вязкость неньютоновских жидкостей зависит от напряжения сдвига (Уравнение 27). Во время ГРП жидкость подвергается сдвигу при ее закачке в пласт. Жидкость, достигшая трещины попадает в особый режим напряжений. Для разных условий скорость сдвига может быть оценена следующими уравнениями: Для круглых труб и перфорационных отверстий: Скорость сдвига (сек-1) = 1642 Q (Уравнение 16) D3 Для трещины: Скорость сдвига (сек-1) = 40,3 Q (Уравнение 17) h w2 где: V = скорость течения, фут/сек

Начальная скорость сдвига, с-1

Напряжение

сдвига,

фунтосила/фут2


65

D = диаметр труб, дюйм w = ширина трещины, дюйм h = высота трещины, фут Q = скорость закачки, барр/мин Поведение неньютоновских жидкостей выгодно для инженера-проектировщика. Так как неньютоновские жидкости разжижаются при сдвиге, их вязкость снижается при их закачке в пласт. Такие свойства ведут к снижению потерь давления на трение. При достижении трещины скорость сдвига жидкости снижается, и вязкость восстанавливается. Такое восстановление вязкости жидкости способствует увеличению ширины трещины и транспортирующей способности. В таблице 7 представлены реологические параметры сшитых жидкостей (величины n’ и K’) как функции температуры. Величины кажущейся вязкости µa рассчитываются с помощью уравнения 15.

Таблица 5. Реологические параметры сшитых жидкостей

Температура (oF) n’ K’

Вязкость (сП)

40 сек-1


170 сек-1


511 сек-1

75 100 125 150 200

0,774 0,703 0,657 0,702 0,961

0,0418 0,0404 0,0387 0,0238 0,0013

870 647 523 380 53

627 421 318 247 51

489 303 218 178 49

Эффективность жидкости и контроль водоотдачи

Так как трещины образуются под действием значительного давления, часть жидкости во время проведения ГРП будет фильтроваться в пласт. Абсолютно ясно, что, чем выше проницаемость пласта, тем больше фильтрация жидкости в пласт. Не смотря на это, оставшаяся в трещине жидкость находится под большим давлением, что позволяет ей продолжать развивать трещину. Во время проведения ГРП очень важно контролировать водоотдачу, потому что высокая ее скорость уменьшает длину и ширину трещины, которые могли бы быть созданы при данном объеме жидкости. Чем выше скорость фильтрации жидкости в пласт, тем меньше ее эффективность. Эффективность жидкости представляет собой отношение объема трещины к объему закачанной жидкости. Таким образом, эффективность жидкости характеризует объем профильтровавшейся в пласт жидкости при проведении ГРП:


66

Эффективность жидкости % = Объем трещины x 100 (Уравнение 18) Общий объем жидкости Низкая эффективность жидкости может привести к преждевременному экранированию трещины (screenout). Когда это происходит, устьевое давление чрезмерно возрастает и дальнейшая закачка становится невозможной, поэтому операция прекращается преждевременно. Фильтрация жидкости в пласт может значительно влиять на проницаемость kf и проводимость w*kf трещины. Высокие потери жидкости могут вызвать снижение проводимости вследствие осаждения большого количества твердых частиц на стенках трещины (образованию фильтрационной корки) и в проппантной упаковке. Присутствие любых твердых частиц влечет к снижению проводимости трещины. Этот тип загрязнения трещины обычно может быть минимизирован с помощью:

• контроля водоотдачи (например, использование сшитых гелей)

• оптимизации концентрации полимерных загустителей • использования эффективных разрушителей вязкости

Способность жидкости к водоотдаче может быть объяснена на основе коэффициента коркообразования при фильтрации жидкости (wall-building fluid loss coefficient, Cw , фут3/фут2[мин]1/2), и объема профильтровавшейся в пласт жидкости (spurt volume, Vspt , гал/фут2). Эти величины обычно определяются в лабораториях сервисных компаний с использованием образцов жидкости и керна различной проницаемости. Cw и Vspt используются в компьютерных моделях для расчета эффективности жидкости. Вязкость жидкости также обеспечивает сопротивление фильтрации в пласт и описывается коэффициентом вязкостного контроля фильтрации жидкости (viscosity-controlled fluid loss coefficient, Cv). К тому же влияние на общую эффективность жидкости оказывает сжимаемость пластовых флюидов. Коэффициент, характеризующий фильтрацию жидкости с учетом сжимаемости (compressibility-controlled fluid loss coefficient, Cc), используется для описания влияния сжимаемости пластовых флюидов на общие потери жидкости в пласт. Из всех компонент, влияющих на эффективность жидкости, Cw и Vspt являются наиболее значимыми. При проведении ГРП контроль водоотдачи осуществляется с помощью увеличения вязкости рабочей жидкости путем добавления


67

инертных порошков (таких как полимерные производные и т.д.) для блокировки порового пространства, способствующего фильтрации жидкости. Во многих случаях в жидкость добавляют небольшое количество углеводородов (например, от 1% до 5% дизеля). Так как дизель является жидкостью и обычно выносится вместе с гелем, в некоторых случаях он представляет собой прекрасный незагрязняющий понизитель фильтрации. При полевых работах, сервисные компании обычно рассчитывают эффективность жидкости FE с помощью данных нагнетательного теста (из мини-ГРП), используя теоретические зависимости, предложенные Нольте (Nolte). Эффективность жидкости, рассчитанная таким образом, показывает характер фильтрации жидкости в определенном интервале. Однако полученные после интерпретации результаты не всегда являются точными, так как рассматриваются потери определенной жидкости, используемой при нагнетательном тесте, и характер ее фильтрации через рассчитанную площадь трещины. Тем не менее, эффективность жидкости, рассчитанная из нагнетательного теста, служит для оценки качества спроектированного ГРП и для проведения необходимых изменений в дизайне операции, касающихся размера «подушки» (объема жидкости разрыва) и т.п.

Потери давления на трение

Жидкости ГРП должны быть достаточно стабильными: способными сохранять вязкостные свойства под воздействием вибрации во время транспортировки и закачки жидкости в пласт. Более вязкие жидкости обычно создают большие потери давления на трение, чем жидкости разжижающиеся при сдвиге. Большинство используемых жидкостей сшиваются, т.е. в закачиваемый в скважину гель добавляют химически замедленный сшиватель. Эта процедура позволяет закачивать большее количество проппантной смеси. Процесс сшивания может регулироваться при достижении жидкостью перфорационных отверстий для обеспечения большей вязкости. Наилучшим поставщиком данных о потерях давления на трение является сервисная компания. Существует множество переменных, влияющих на свойства сшитой жидкости:

• концентрация полимеров в жидкости • pH • время • тип сшивателя • температура жидкости


68

Так как потери давления на трение в НКТ являются главной составляющей устьевого давления, то ее точное определение является необходимым для проектирования рабочего устьевого давления и определения необходимой гидравлической мощности.

Совместимость жидкости ГРП Во время проведения ГРП рабочая жидкость находится в непосредственном контакте с породой и пластовыми флюидами, поэтому очень важно, чтобы она была совместима с породой. При планировании операции ГРП на новых месторождениях проводят лабораторные исследования с использованием образцов керна для определения совместимости используемой жидкости с породой и пластовыми флюидами. Несовместимая жидкость может вызвать разбухание и миграцию глин, образование эмульсий и ухудшение относительных проницаемостей после проведения ГРП.

Типы пластовых глин Структура глин является характеристикой определенного типа глин. Примеры пластовых глин изображены на рис.28А-28Г. Их присутствие легко определимо с помощью растровой электронной микроскопии. Структура минералов определяется зарядами ионов и расположением составляющих его атомов. Рис.28А. Иллит и кварц Рис.28Б. Каолинит Рис.28В. Хлорит и кварц Рис.28Г. Монтмориллонит


69

и полевой шпат

Иллит – В определенных условиях иллитовые глины могут вызвать повреждение проницаемости пласта за счет миграции и закупоривания ее частицами поровых каналов. В породах с высоким содержанием иллита при проведении кислотной обработки необходимо контролировать скорость закачки и поведение рабочего давления для гарантии отсутствия загрязнения. Поэтому присутствие илита в породе должно быть определено путем контроля всплесков давления и объема добычи закачанной во время обработки рабочей жидкости. Каолинит – Гексагональные кристаллы каолинита обычно отлагаются в поровом пространстве пачками. Каолиновая глина может быть стабилизирована с помощью ингибиторов (или NH4Cl). Хлорит – Значительное количество хлорита может вызвать проблемы, связанные с применением кислотной обработки. Он содержит железо и имеет некоторую растворимость в HCl. Присутствие хлорита в небольшом количестве иногда полностью ликвидируется соляной кислотой. Тем не менее, хлорит часто отлагается вместе с другими глинами (каолинит и иллит), и реакция с кислотой увеличивает проблемы с миграцией глин. Содержание железа после растворения хлорита кислотой обычно не имеет значения, любое его количество в растворе удаляется с помощью комплексообразующих соединений, рекомендуемых к использованию при проведении кислотной обработки. Монтмориллонит – В небольших количествах (<3%) монтмориллонит обычно не вызывает значительных проблем при кислотной обработке. Содержание монтмориллонита в обрабатываемых породах в количестве 5-10% может вызвать глубокое ее повреждение. Поэтому при наличии сильного загрязнения и содержании монтмориллонита более 5% может быть необходимым проведение небольшого ГРП для удаления влияния положительного скин-фактора. В большинстве операций ГРП в рабочую жидкость на водной основе добавляют хлорид калия (KCl), хлорид аммония (NH4Cl) или органические стабилизаторы глин для обеспечения ее совместимости с породой. Химические добавки, называемые поверхностно-активными веществами (ПАВ), часто добавляются в жидкости ГРП для предотвращения образования вторичных эмульсий в нефтяных скважинах. ПАВ показали себя как эффективное средство для


70

снижения поверхностного натяжения рабочей жидкости и облегчения очистки скважины после ГРП.

Очистка скважины от жидкости разрыва

Несмотря на стоимость рабочей жидкости или комплексность ее химического состава, после успешной транспортировки проппанта в трещину она становится обузой для данной скважины. После ГРП жидкость должна быть извлечена на поверхность в том объеме, в каком это возможно. Очень важно чтобы в гель были добавлены эффективные разрушители вязкости для облегчения выхода жидкости на поверхность. Так как пластовые условия очень разнообразны, оптимальная процедура возврата рабочей жидкости на поверхность определяется после проведения нескольких ГРП на данной территории. В высокодебитных газовых скважинах, в которых был проведен ГРП с применением проппанта, вероятна необходимость изменения процедуры возврата рабочей жидкости для оптимизации закрытия трещины и контроля количества проппанта, выносимого на поверхность. Иногда в жидкости ГРП добавляют азот или двуокись углерода (CO2) для облегчения ее выноса на поверхность. Некоторые пласты с низким давлением реагируют на применение пен в качестве жидкости разрыва, которая на 60-70% состоит из газа, на 30-40% из воды (или нефти) и содержит вспенивающие ПАВ. При извлечении жидкости разрыва применяют не только пены для снижения ее плотности, но и меньший ее объем, обеспечивающий меньший контакт с породой и меньшее ее количество для извлечения. Невспенивающий газ редко используется для облегчения выноса жидкости разрыва на поверхность при очистке скважины после ГРП. Для повышения эффективности применения пен скважина должна быть открыта сразу после проведения ГРП, так как газ еще растворен в жидкости и не выделяется из нее.

Доступные жидкости ГРП

Жидкость разрыва является одной из двух наиболее важных компонент гидравлического разрыва пласта (вторая – проппант – будет рассмотрена позднее). Выбор жидкости разрыва всегда является очень важным решением. Для этого необходимо рассмотреть следующие факторы:

• свойства пласта


71

• цель ГРП • эффективность очистки скважины после ГРП • стоимость жидкости

Свойства пласта

Тип породы влияет на выбор жидкости разрыва. Например, если продуктивным коллектором является известняк или доломит, желательно проведение кислотного ГРП, когда для создания трещины используются загущенные гель и кислота. Если запланировано проведение ГРП с применением проппанта, то такие параметры породы как ее глубина и температура будут влиять на выбор жидкости. Как было упомянуто, выбранная жидкость должна быть стабильна для обеспечения транспортировки проппанта в трещину. После завершения операции ГРП вязкость жидкости должна быстро деградировать. Проницаемость пласта также влияет на выбор жидкости разрыва. Например, если проницаемость пласта высокая, то желательно применение жидкости, способной создавать широкие трещины. Если проницаемость пласта низкая, то желательно применение жидкости способной транспортировать проппант как можно глубже в пласт. Когда пластовое давление низкое (градиент ниже 0,43 psi/фут), должны применяться жидкости, способные легко извлекаться на поверхность. Поэтому использование азота или двуокиси углерода может быть полезным для обеспечения выноса жидкости на поверхность.

Цель ГРП Основной целью проведения ГРП является увеличение продуктивности скважины. Однако иногда ГРП небольшого объема могут быть использованы для ликвидации влияния загрязнения призабойной зоны и восстановления сообщения скважины с пластом. Редко ГРП используется в высокопродуктивных скважинах для увеличения добычи и обеспечения продолжительного высокого уровня добычи при минимальной депрессии. В большинстве низкопроницаемых пластов ГРП рассматривается как часть процесса заканчивания скважины. Следовательно, при таком разнообразии применения ГРП тип жидкости и ее свойства могут существенно отличаться.


72

Эффективность очистки скважины

Некоторые породы чувствительны к закачиваемым жидкостям. Например, некоторые газонасыщенные породы, имеющие низкую водонасыщенность могут быть склонны удерживать жидкость разрыва, приготовленную на водной основе. Другие породы могут содержать глины, чувствительные к воде. Пласты с низким давлением могут потребовать использования азота или двуокиси углерода для обеспечения эффективной очистки скважины. В некоторых породах использование спиртовых растворов в качестве базовой жидкости может быть выгодным для улучшения очистки скважины после ГРП.

Жидкости разрыва должны быть приготовлены так, чтобы их

вязкость деградировала вскоре после завершения ГРП. Скорость разрушения геля зависит от:

• типа используемой системы жидкости • типа и концентрации используемого разрушителя вязкости • объема операции • пластовой температуры • продолжительности простоя скважины

Стоимость жидкости

Стоимость жидкости ГРП является основной составляющей затрат на проведение операции. Из-за количества добавок, необходимых для обеспечения определенных характеристик в глубоких скважинах с высокой температурой, стоимость жидкости очень высока. В большинстве случаев, как в глубоких, так и в неглубоких скважинах, стоимость жидкости может быть снижена при оптимизации процесса ГРП (за счет концентрации полимера и его типа и т.д.).

Доступные жидкости разрыва

Типы жидкостей, обычно применяемых при ГРП:

• на водной основе • на нефтяной основе • многофазные смеси

Важно обратить внимание на преимущества и недостатки каждого типа жидкости при выборе ее для проведения ГРП


73

Жидкости разрыва на водной основе Около 80% ГРП в настоящее время проводятся и использованием жидкостей на водной основе. Перед проведением ГРП в жидкость добавляются различные химические реагенты, обеспечивающие необходимые ее свойства. Жидкости на водной основе универсальны и имеют множество преимуществ. Преимущества и недостатки жидкостей на водной основе представлены в таблице 8.

Таблица 8. Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на

водной основе Преимущества Недостатки

• легко доступны • низкая стоимость • применимы как в нефтяных, так и

в газовых пластах • гибкий химический состав

o стабильность до 450o F o эффективная деградация

при любых температурах o широкий спектр

источников • относительно удобна при

смешивании и закачке • безопасна в использовании

• потенциально вредна для некоторых пород даже при использовании KCl или стабилизаторов глин

• потенциально вредна для некоторых нефтенасыщенных пород вследствие образования вторичных эмульсий

• снабжение водой в некоторых удаленных локациях может быть ограничено

Жидкости разрыва на нефтяной основе

Первые жидкости разрыва были на нефтяной основе, так как считалось, что жидкости на водной основе были вредны для нефтяных пластов. Дегазированная сырая нефть использовалась при проведении первых ГРП в 1948 году, а загущенный напалм использовался в последующие 10 лет. Жидкости на нефтяной основе, используемые в настоящее время, значительно усовершенствованы, и их использование признано эффективным во многих частях мира. На сегодняшний день около 10% ГРП осуществляются с применением жидкостей на нефтяной основе. Дегазированная сырая нефть и конденсат до настоящего момента все еще используются при проведении ГРП на некоторых территориях, однако предпочтительнее применять дизель или керосин, так как они менее летучие.

ВНИМАНИЕ: Углеводороды летучи! При проведении каждой

операции необходимо следовать инструкциям для подготовки и закачки легких углеводородов.


74

Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на нефтяной основе представлены в таблице 9.

Таблица 9. Преимущества и недостатки жидкостей разрыва на

нефтяной основе Преимущества Недостатки

• совместимы с породами, чувствительными к воде

• эффективная деградация вязкости и извлечение после проведения ГРП

• минимальное устранение после проведения ГРП, так как разрушенный гель может быть извлечен и «продан»

• безопасность является основным требованием при обслуживании, смешивании и закачке жидкостей на нефтяной основе

• может быть дорогостоящей в удаленных местах

• может оказаться дорогостоящей, если процент ее извлечения низкий

Многофазные смеси

С развитием технологий создания жидкостей разрыва установлено, что операция ГРП иногда может осуществляться с использованием жидкостей, состоящих из нескольких типов основных жидкостей. Такие жидкости можно разделить на:

• эмульсии • пены

Эмульсии

Стабилизированные водонефтяные эмульсии являются доступными жидкостями для проведения ГРП. Обычно перед приготовлением эмульсии водная фаза загущается при помощи полимеров. Затем углеводороды (обычно дизель или керосин) смешиваются с загущенной водой. Полиэмульсии, используемые в настоящее время, являются прямыми (капельки нефти диспергированы в непрерывной водной фазе). Изменение водонефтяного фактора может повлиять на свойства полиэмульсионного флюида. На практике используются отношения фаз 50/50, 60/40 и 70/30. Эмульгированные кислотные системы используются при кислотном ГРП. В зависимости от эмульгированной кислоты и границ применения ее тип может быть как прямой, так и обратный. Диспергирование нефти в загущенной кислоте ведет к замедлению химической реакции (важно в глубоких скважинах с высокой температурой). Потери давления на трение эмульгированной кислоты (особенно обратной эмульсии) относительно сравнимы с потерями загущенных полимерных кислот. Эмульгированная кислота


75

обеспечивает более лучший контроль водоотдачи, чем загущенные кислоты, которые выгодны лишь в некоторых случаях их применения. Преимущества и недостатки эмульсий представлены в таблице 10.

Таблица 10. Преимущества и недостатки эмульсий Преимущества Недостатки

• превосходный контроль водоотдачи

• некоторые смеси имеют хорошую термическую стабильность

• ограничивается степень подверженности породы водой

• очистка скважины после ГРП обычно эффективна

• требует добавления нефтяной смеси в водный раствор (опасно!)

• ведет к созданию больших потерь давления на трение в трубах

• может быть дорогостоящей • требует сильных эмульгаторов для

обеспечения стабильности эмульсии; эмульгаторы должны адсорбировать на поверхности породы для разрушения эмульсии

• смешивание в полевых условиях является более сложным, чем в случае жидкостей на водной основе, так как водная фаза загущается перед приготовлением эмульсии (образование эмульсии зависит от времени и эмульгаторов)

Пены

Пены создаются путем закачивания жидкого азота (N2) или жидкой двуокиси углерода (CO2) в загущенную воду или нефть, которые содержат пенообразующие ПАВы. При использовании азота проппант транспортируется жидкой фазой до тех пор, пока не создается пена после прохождения насосов высокого давления. При использовании CO2 жидкая водная смесь, насыщенная двуокисью углерода, создает вязкую эмульсию, которая транспортирует проппант до тех пор, пока не образуется пена. Как азот, так и углекислый газ доставляются на место проведения полевых работ в жидком состоянии. Однако во время закачки азот переходит в газообразное состояние в теплообменнике и затем закачивается в линию с помощью специальных насосов. Закачанный азот практически не влияет на температуру жидкости разрыва. С другой стороны, CO2 закачивается как жидкость и смешивается с водным гелем. Из-за низкой температуры жидкого СО2 происходит некоторое охлаждение жидкости при смешивании. Углекислый газ остается в жидком состоянии до момента нагрева жидкости до 88o F (критическая температура CO2).


76

Жидкости как на водной, так и на нефтяной основе могут быть вспенены и использованы в качестве жидкостей разрыва. Углекислый газ смешивается с углеводородами и снижает вязкость системы перед вспениванием. Поэтому для вспенивания углеводородов рекомендуется использовать азот. Пены характеризуются их кратностью (процентное объемное содержание газа в данном объеме жидкости). Например, кратность пены 70 состоит из 70% газовой фазы и 30% жидкой фазы. Расчет объема дан при пластовых условиях. Кратность пены варьируется в пределах от 52 до 95, обычно используются 60-80. В настоящее время пены на водной основе используются намного чаще, чем на нефтяной основе. Благодаря некоторым определенным преимуществам пены являются популярными жидкостями разрыва. В данный момент от 10 до 14 % ГРП, проводимых в США, осуществляются с помощью пен. Преимущества и недостатки пен как жидкостей разрыва представлены в таблице 11.

Таблица 11. Преимущества и недостатки пен Преимущества Недостатки

• необходим меньший объем жидкости для воздействия определенного размера

• применяемый газ облегчает очистку скважины после проведения ГРП

• азот как инертный газ не реагирует с породой и загущенной жидкостью разрыва

• CO2 частично растворим как в воде, так и в нефти; это ведет к снижению поверхностного натяжения жидкости

• операции могут быть дорогостоящими при использовании высоких давлений (необходимо больше газовой фазы для данного класса пены)

• ограниченная транспортирующая способность проппанта для ГРП больших объемов

• более низкая плотность азота ведет к снижению гидростатического давления столба жидкости разрыва и повышению необходимого устьевого рабочего давления

• использование пен увеличивает сложность операции по закачке

• сжатый газ создает дополнительные требования безопасности во время его закачки и восстановления притока в скважине

• пены имеют значительно большие потери давления на трение

Использование газа

Азот и углекислый газ могут добавляться в жидкости разрыва (в меньших количествах, чем при создании пен) для снабжения


77

жидкости энергией для облегчения ее выноса на поверхность после завершения ГРП. Например, ГРП с использованием пены может требовать 3500 ст.куб.футов N2/барр в жидкой фазе для образования стабильной пены в рабочих условиях, когда только 500-750 ст.куб.футов N2/барр достаточно для значительного облегчения выноса рабочей жидкости из скважины.

Добавки к жидкостям разрыва

Для получения желаемых характеристик данной жидкости разрыва существует несколько химических добавок. Из-за вероятной изменчивости (источники воды, температура и т.д.) на земном шаре, каждая жидкость разрыва должна иметь достаточную универсальность для возможности ее использования при различных условиях приготовления. Добавки помогают обеспечить необходимые свойства жидкости. Важно понимать назначение различных компонентов. Следующие добавки характерны для большинства жидкостей разрыва на водной основе. Жидкости на нефтяной основе также содержат подобные добавки (за исключением стабилизаторов глин и бактерицидов):

• гелеобразующие агенты • стабилизаторы глин • бактерициды • добавки для контроля уровня pH • сшиватели • понизители водоотдачи • разрушители • температурные стабилизаторы • ПАВ

Гелеобразующие агенты

Гелеобразующий агент – общий термин, используемый для описания загустителей, добавляемых в основную жидкость для обеспечения неньютоновской вязкости. Большинство гелеобразующих агентов, используемых в настоящее время, является полимерами, в первую очередь семейства полисахаридов. Полимеры могут быть изготовлены из природных материалов (таких как гуаровая смола) или синтетическим способом. Стоимость полимеров варьируется в зависимости степени обогащения конечного продукта и удаленности места проведения работ.


78

Природные полимеры (такие как гуаровая смола) - самые недорогие. Однако, количество остатков после разрушения геля (8-10% массы полимера) имеет значительное влияние на степень загрязнения проницаемости трещины. Для обеспечения минимального количества остатков гуаровый полимер химически перерабатывается для образования его производного. Чем больше степень сложности производства, тем выше стоимость производных полимеров. Например, добавление гидроксопропиловой группы в основную цепь гуарового полимера образует гидроксопропиловый гуар, который снижает количество остатков (5-6 % массы полимера). Дальнейшее преобразование дает карбоксиметил гидроксопропиловый гуар или карбоксиметиловый гуар, снижающий количество остатков до 1-2% от массы полимера. Синтетические полимеры, такие как гидроксиэтилцеллюлоза и карбоксиметил гидроксиэтилцеллюлоза, могут быть использованы для ГРП. Эти добавки также используются для обеспечения вязкости буровых растворов. Синтетические полимеры ограничены в использовании при ГРП, так как их химический состав не такой универсальный, как у производного гуара и их стоимость значительно выше. Вязкоупругие ПАВ также могут быть использованы для загущения жидкости разрыва. Эти материалы нашли широкое применение при загущении сильных кислот. Другие разновидности вязкоупругих ПАВ используются при ГРП с использованием проппанта. Вязкоупругие ПАВ обеспечивают хорошую транспортирующую способность и не оставляют осадков в трещине. Современные разновидности вязкоупругих ПАВ имеют недостаточную термическую стабильность, что ограничивает область их применения. Концентрация полимеров выражается в фунтах на 1000 галлонов. Относительно небольшое количество полимеров может обеспечить значительное увеличение кажущейся вязкости жидкости разрыва. Например, обычная концентрация гелеобразующего агента изменяется в пределах от 20 фунтов/1000 галлонов до 60 фунтов/1000 галлонов при средней величине в 35 - 40 фунтов/1000 галлонов. Гелеобразующий агент, необходимый для конкретного типа операции, может быть определен путем моделирования ГРП и данных о реологических свойствах жидкости (величин n’ и K’), замеренных работниками сервисных компаний в пластовых условиях. Как правило, высокие пластовые температуры и длительность процесса закачки требуют более высоких концентраций полимеров для транспортировки проппанта, создания ширины трещины и т.д. Другие условия (размер НКТ, максимальное устьевое


79

давление и т.д.) также влияют на определение концентрации гелеобразующих агентов. Большинство гелеобразующих агентов на сегодняшний день доставляется на месторождения чаще как концентраты или гелевые растворы, чем порошкообразные соединения. Жидкий гелевый концентрат облегчает приготовление жидкости разрыва и увеличивает ее качество исключением комочков нерастворенного геля, которые образуются при использовании порошкообразных полимеров. Концентрат может содержать несколько дополнительных добавок для упрощения процедуры приготовления геля на месте полевых работ. Главным преимуществом использования жидких полимерных концентратов является, то, что если операция отменяется или прекращается преждевременно, возможно использование их остатков в других операциях.

Гелеобразующие агенты на нефтяной основе Для увеличения вязкости дизеля, керосина и сырой нефти имеются в распоряжении различные добавки. Процесс гелеобразования для жидкостей на нефтяной основе обычно включает в себя использование жидкого эфира на основе фосфорной кислоты и щелочных компонентов. Как и для жидкостей на водной основе загущение нефти снижает потери давления на трение при закачке жидкости. Хотя операции с применением загущенной нефти производились в пластах с температурами, достигающими 300o F, практический предел применения существующих систем составляет 250o F.

Стабилизаторы глин Так как пластовые глины обычно присутствуют в песчаных пластах, в основную жидкость разрыва обычно добавляют хлорид калия (KCl) или органический стабилизатор глин. Так или иначе, использование каких-либо добавок и их влияние на свойства жидкости должны быть учтены. Например, редко когда необходимо использование как хлорида калия, так и органического стабилизатора глин. Набухание глин предотвращается путем компенсирования несбалансированных зарядов ионов в глиняных пропластках. Если для этого используется KCl, то дополнительный стабилизатор глин вряд ли необходим. Для определения подходящей концентрации хлорида калия, добавляемого в основную жидкость, настоятельно рекомендуется повести исследования его совместимости с породой с использованием образцов керна. Эти исследования помогут определить восстановленную после контакта с различными жидкостями


80

проницаемость породы. Набухание глин не вызывает беспокойства в известняках и доломитах, особенно при кислотном ГРП.

Бактерициды

Бактерициды являются химикатами, используемыми для уничтожения бактерий, присутствующих в источниках воды. Бактерициды являются наиболее эффективными, когда добавляются в пустые емкости перед разбавлением водой. Когда емкости, наполненные жидкостью, отстаиваются несколько дней, может быть необходимым проведение повторной их обработки. Бактерии теплого климата также могут вызвать проблемы в холодных жидкостях. Постоянная модернизация сервисными компаниями технологии подготовки жидкости (использование полимерных концентратов, подготовка геля перед его закачкой в пласт) позволяет минимизировать проблемы, вызванные бактериальным разложением.

Добавки для контроля pH

Качественная подготовка жидкости и ее закачка в пласт значительно зависит от кислотно-щелочного баланса жидкости. Например, когда используется жидкий полимерный концентрат, pH жидкости должен быть подобран так, чтобы полимер гидратизировал и обеспечивал необходимую вязкость. pH жидкости также должен быть подогнан к определенному интервалу, в котором происходит процесс сшивания. Контроль уровня pH достигается с помощью буферных агентов, таких как кислые соли, органические кислоты, и базируется на совместимости с гелеобразными системами.

Сшиватели

Как было сказано, гелеобразующие агенты являются полимерами. Полимеры, используемые при ГРП, представляют собой длинные молекулярные цепи, имеющие узлы для присоединения специальных добавок, называемых сшивателями. Сшиватели связывают полимерные молекулы друг с другом, образуя вязкий гель. Обычными сшивателями являются бораты и органо-металлические сшиватели (такие как хроматы, титанаты и др.). Механизм сшивания изображен на рис.28.


81

Рис.28. Механизм сшивания жидкостей для а) боратных и b) органо-

металлических сшивателей

Примечание: PSD - полисахарид, название химической группы для молекулы Маннозы (Целлюлозы) Благодаря повышенной вязкости сшитые жидкости имеют высокую транспортирующую способность и определенные свойства водоотдачи. Для минимизации загрязнения трещины остатками полимера возможно снижение его концентрации (фунт/1000 галлонов). Современные сшитые жидкости создаются с помощью замедленных сшивателей, это позволяет закачивать жидкость практически до забоя перед началом процесса их сшивания. Это свойство позволяет снизить потери давления на трение при закачке жидкости в пласт и повысить термическую стабильность системы жидкости после завершения сшивания.

Понизители водоотдачи Понизители водоотдачи добавляются в жидкость разрыва для обеспечения контроля водоотдачи. Добавки могут быть как твердыми, так и жидкими. Твердые понизители водоотдачи (такие как производные полимеров, бензинорастворимые резины или


82

кварцевая мука) иногда необходимы для контроля начальных потерь жидкости в пласт при создании трещины. Так как твердые понизители водоотдачи вызывают некоторое повреждение проницаемости трещины, они должны быть использованы с осторожностью. Однако эффективная трещина с небольшим повреждением проницаемости вследствие контроля водоотдачи намного привлекательнее, чем короткая неразвитая трещина с минимальным количеством помещенного в нее проппанта, обусловленного преждевременным экранированием, вызванным повышенной водоотдачей. Дизель и другие углеводороды, разработанные специально для контроля водоотдачи, могут быть успешно использованы с основной жидкостью в объемной концентрации 1-5%. Капли углеводородов диспергируются в жидкости разрыва и обеспечивают контроль водоотдачи, заполняя поровое пространство стенки трещины при фильтрации жидкости в пласт. В таком случае углеводороды извлекаются на поверхность вместе с деградированной жидкостью разрыва, обеспечивая минимальное загрязнение системы трещины.

Разрушители вязкости

Каждая гелеобразная жидкость, используемая при ГРП, имеет определенный тип разрушителя вязкости. Разрушители вязкости обычно представляют собой энзимы, окислители, органические кислоты или их комбинации. Разрушение геля – сложное событие, при котором разрушитель должен с одной стороны - достаточно медленно реагировать с жидкостью разрыва для поддержания стабильности при повышенных температурах, с другой стороны - действовать достаточно быстро для скорейшего возвращения скважины в эксплуатацию. Разрушение геля - это химическая реакция, которая зависит от температуры, времени и концентрации разрушителя. Когда жидкость разрыва закачивается при температуре окружающей среды, происходят два события, влияющих на разрушение вязкости:

• нагрев закачиваемой в пласт жидкости • охлаждение забоя и призабойной зоны при закачке холодной жидкости

Поэтому в заключительной стадии закачки жидкости концентрация разрушителя обычно увеличивается для облегчения разрушения вязкости жидкости и обеспечения возможности скорейшего возврата скважины в эксплуатацию после завершения ГРП.


83

Важно удостовериться в факте разрушения вязкости жидкости разрыва, для чего используются ее образцы, содержащие все химические добавки, проппант и разрушитель вязкости. Некоторые резиновые оболочки, используемые для покрытия проппанта, могут оказать пагубное влияние на вязкость жидкости, препятствуя действию сшивателей или разрушителей. (Обычно производится полевой тест на разрушение вязкости жидкости разрыва, при котором в водяную ванну помещается образец геля и наблюдается характер его разрушения при повышенных температурах.).

Температурные стабилизаторы Для эффективного использования жидкостей разрыва на водной основе при температурах выше 250o F в их состав включаются температурные стабилизаторы. Так как гидролиз (разрушение) загущенной жидкости обычно происходит как окислительная реакция, температурные стабилизаторы и химические реагенты (такие как тиосульфаты или спирты) действуют как поглотители растворенного кислорода. Связывание кислорода, растворенного в жидкости, помогает замедлить разрушение ее вязкости и, следовательно, улучшить термическую стабильность. При использовании температурных стабилизаторов график добавления разрушителя должен быть подобран таким образом, чтобы обеспечить стабильность геля с хорошими деградирующими свойствами.

Поверхностно-активные вещества Назначение поверхностно-активных веществ (ПАВ): • предотвращение образования вторичных эмульсий • улучшение очистки скважины после завершения ГРП Неэмульгирующие ПАВ добавляются в жидкости разрыва, используемые при ГРП в нефтяных пластах. Неэмульгирующие ПАВ предотвращают образование вторичных эмульсий при смешивании с пластовыми флюидами. ПАВ снижают поверхностное натяжение жидкости разрыва, поэтому также применимы для ГРП в газовых скважинах. ПАВ способствуют улучшению очистки скважины после возвращения скважины в эксплуатацию после ГРП. В зависимости от химического состава некоторые ПАВ могут быть катионными или анионными, влияя, таким образом, на смачиваемость песчаников (или карбонатов), контактирующих с


84

содержащей ПАВ жидкостью. Множество современных ПАВ неионны и эффективны для снижения поверхностного натяжения жидкости, без изменения смачиваемости породы. ПАВ обладают несколькими функциями (предотвращение образования вторичных эмульсий в нефтяных скважинах, снижение поверхностного натяжения жидкости в газовых скважинах). Также доступны ПАВ, разработанные специально для снижения поверхностного натяжения жидкости при ее использовании в газовых скважинах для повышения эффективности их очистки после ГРП.


85

Глава 8. Проппант

После завершения операции ГРП, осажденный в трещине проппант должен удерживать ее в открытом состоянии и обеспечивать высокую проводимость канала. Способность проппанта выдерживать давление закрытия трещины в пластовых условиях и сохранять ее проводимость со временем зависит от его размера, прочности и концентрации в трещине. Поэтому выбор проппанта оказывает огромное влияние на результат ГРП.

Типы проппанта

После проведения первых операций по ГРП было установлено влияние проницаемости трещины на результаты работы скважины. Несмотря на то, что понимание механики процесса ГРП после 1949 года стало намного глубже, проводимость трещины w*kf остается одним из наиболее важных критериев. В настоящее время в промышленности существует три основных типа проппанта:

• песок • проппант средней прочности (ISP) • высокопрочный боксит (HSP)

Песок представляет собой природный диоксид кремния. Он механически промывается, сушится и просеивается. ISP и HSP представляют собой синтетический проппант, изготовленный из бокситовой руды (HSP), или сочетания боксита и диоксида кремния (ISP). Преимущества и недостатки каждого типа проппанта представлены в таблице 12.

Таблица 12. Преимущества и недостатки проппанта Тип проппанта Преимущества Недостатки

Песок • легко доступен • низкая стоимость • плотность 2.65 г/см3

• значительное разрушение проппанта при давлениях закрытия > 5000 psi

Проппант средней прочности (ISP)

• превосходная проводимость трещины для давлений закрытия < 8,000 psi

• средняя стоимость • плотность 3.2 г/см3

• дорогостоящий для ГРП большого объема

• абразивный материал для штуцеров и поверхностного оборудования во время очистки газовых скважин при высоких дебитах

• небольшая растворимость в HCl


86

Высокопрочный проппант (HSP)

• превосходная проводимость трещины для давлений закрытия < 15,000 psi

• доступен самый прочный проппант

• дорогостоящий для ГРП большого объема

• абразивный материал для штуцеров во время очистки скважины

• плотность 3.72 г/см3

Размеры проппанта Размеры проппанта распределены в определенных интервалах, каждый из которых называется меш (mesh). Каждый меш включает гранулы, распределенные по различным диаметрам и определяемые при ситовом анализе. Интервал диаметров частиц, покрываемый каждым ситом, зависит от используемой эталонной шкалы. В исследовательских лабораториях сервисных и добывающих компаний осуществлялось множество испытаний проводимости различных типов проппанта, используемых в настоящее время. Основные группы размеров проппанта (40/60, 20/40, 16/20, 12/20 и 8/16) были проверены по стандартам Американского нефтяного института. Средний размер зерна для каждой группы представлен в таблице 13. Таблица 13. Размеры зерен наиболее используемого проппанта

U.S. Mesh Size Средний размер зерна (дюйм) 8/16

12/20 16/20 20/40 40/60

0,082 0,054 0,041 0,027 0,014

Для большинства ГРП используется проппант 20/40, так как его можно эффективно транспортировать различными жидкостями разрыва (благодаря небольшим размерам), и при этом обеспечивается хорошая проводимость трещины. Также используются и другие группы проппантов, особенно для повторных ГРП или для технологии Frac & Pack.

Выбор проппанта Проппант, размещенный в трещине, должен быть достаточно прочным, чтобы выдержать давление закрытия трещины. Если проппант может удерживать ширину трещины w без разрушения, то проницаемость трещины kf остается высокой и проводимости трещины w*kf будет достаточно для поддержания высокой производительности скважины после ГРП. Когда давление закрытия трещины превышает 5000 psi, для сохранения проводимости трещины должен быть использован


87

проппант средней прочности (ISP). Если давление закрытия превышает 10000 psi, должен быть использован высокопрочный проппант (HSP). Производители также предлагают проппант, покрытый смолой. Любые из упомянутых типов проппанта (песок, ISP и HSP) могут быть покрыты смолой. Прочность слоя смолы, покрывающего зерна проппанта, увеличивает сопротивление разрушению на 1000 - 2000 psi. Так как смоляная оболочка увеличивает диаметр зерен, для получения проппанта 20/40 используется проппант 30/50. Проппант, покрытый смолой, признан эффективным материалом для уменьшения его выноса из трещины.

Определение давления закрытия трещины

Давление закрытия трещины - это напряжение, приложенное к стенкам трещины после ее закрытия и пуска скважины в эксплуатацию. Депрессия на проппант является наиболее интенсивной в призабойной зоне. Давление закрытия связано с градиентом разрыва и забойным давлением следующим соотношением: CP = (F.G. x глубина) – FBHP (Уравнение 19) Где: CP = давление закрытия трещины, psi F.G. = градиент разрыва, psi/фут глубина = глубина середины интервала перфорации, фут FBHP = забойное давление, psi Пример: Интервал перфорации: 9975 – 10025 футов FBHP: 2000 psi F.G. = 0,8 psi/фут CP = (10000 x 0,8) – 2000 = 6000 psi В лабораторных условиях различные типы, размеры и концентрации проппанта (фунтов проппанта на квадратный фут площади трещины, фунт/фут2) могут быть исследованы на различные давления закрытия. Пример результатов подобных исследований представлен на рис.30.

Выбор концентрации проппанта

Кроме того, пропускная способность трещины зависит не только от типа и размера используемого проппанта, но и от его концентрации. Концентрация проппанта (фунт/фут2) зависит от его распределения в трещине жидкостью разрыва. Другими словами проппант


88

распределяется в трещине определенным образом. Это распределение проппанта определяет его концентрацию в закрытой трещине. Чем больше концентрация проппанта, тем шире будет закрепленная трещина. Концентрация проппанта в трещине рассчитывается с помощью различных моделей трещин. Лабораторные исследования показали, что для обеспечения достаточной пропускной способности в условиях закрытия трещины необходима эффективная концентрация проппанта в 1,0 фунт/фут2 (или выше). Оптимальная концентрация проппанта в трещине значительно зависит от типа горных пород и цели ГРП. Например, 1,0 фунт/фут2 может быть достаточным для твердых низкопроницаемых пород, а концентрации проппанта в 5,0 – 6,0 фунтов/фут2 или выше необходимы для применения технологии Frac & Pack в высокодебитных скважинах. (Концентрация использованного для исследований проппанта составляет 2,0 фунта/фут2 - рис.30). Проводимость трещины (w*kf) 10000 8000 6000 20/40 HSP 20/40 ISP 4000 20/40 песок 2000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 10000 Давление закрытия, psi

Рис.30. Сравненительная характеристика типов проппанта

Для реальной операции ГРП разрабатывается план работ, в котором указывается объем «подушки», график добавления проппанта (фунт/галлон), объем продавочной жидкости. Добавление проппанта обычно начинается с концентрации 1,0 – 2,0 фунта на галлон и увеличивается с шагом 1,0 фунт/галлон до максимальной концентрации (в соответствии с планом работ). На сегодняшний день, благодаря новым достижениям в технологиях производства оборудования, возможно производить увеличение концентрации проппанта как с определенным шагом, так и мгновенно. Скачкообразный график добавления проппанта может быть применим в областях, где часто происходит преждевременное экранирование трещины. Очень важно производить наблюдения за изменением давления при достижении перфорационных отверстий


89

каждой порции проппанта. Скачкообразный график добавления проппанта часто используется в областях, где имеется достаточный опыт проведения обычных ГРП и применения технологии Frac & Pack, при которых концентрация проппанта может быть значительно увеличена для инициирования концевого экранирования трещины (TSO). Как было сказано, количество добавляемого проппанта влияет на его распределение в трещине. Поэтому для успешного проведения операции важно равномерное добавление проппанта в жидкость разрыва для обеспечения однородного раствора для каждой проппантной стадии закачки. Максимальная концентрация проппанта варьируется в интервале от 8,0 до 10,0 фунтов/галлон для обыкновенных ГРП и от 14,0 до 16,0 фунтов/галлон для ГРП в высокопроницаемых пластах.

Смешивание проппанта различного размера и прочности Обычно при проведении ГРП смешивание проппанта различного размера (например, песок 20/40 и песок 40/60) нежелательно. Размер обычно используемого в настоящее время проппанта увеличился. Иногда мелкий проппант (например, 20/40) может закачиваться перед порциями более крупного проппанта (например, 12/20) для использования преимуществ мелкого проппанта в концевой части трещины и получения более высокой проводимости трещины в призабойной зоне за счет более крупного проппанта. Также не следует смешивать песок и синтетический проппант, потому что последний имеет большую прочность и ведет к истиранию песчаных зерен.

Разрушение и вдавливание проппанта Все типы проппанта разрушаются при определенной величине приложенной нагрузки. Например, на рис.31 показаны результаты, полученные при исследованиях прочности высококачественного и высокопрочного типов проппанта, подверженных нагрузке в 10000 psi. Несмотря на то, что высокопрочный проппант разрушается, степень его разрушения намного меньше. Другой причиной снижения проводимости трещины является вдавливание проппанта в поверхность трещины. Вдавливание происходит в точках соприкосновения проппанта со стенками трещины при ее закрытии. Вдавливание обычно незначительно в твердых песчаниках и известняках и более ощутимо в мягких слабосцементированных породах и меловых отложениях.


90

Вдавливание может быть компенсировано путем создания широкой трещины и последующей ее упаковкой высокими концентрациями проппанта. Эта технология была признана эффективной в некоторых областях, где присутствуют мягкие слабосцементированные породы.

Рис.31. Сравнение прочностных характеристик песка и боксита (HSP)


91

Глава 9. Кислотный разрыва пласта / ГРП с применением проппанта

Назначением любой операции ГРП является увеличение продуктивности скважины (или приемистости, если скважина нагнетательная). Целью является создание высокопроводящего канала, обеспечивающего хорошее сообщение скважины с пластом. После создания такого канала очень важно сохранить проводимость трещины (w*kf). Проппант, применяемый для закрепления трещины, должен выдерживать давление закрытия трещины и обеспечивать достаточную проводимость трещины для поддержания непрерывной добычи. Схема трещины, закрепленной проппантом, приведена на рис.32. Рис.32. Схема вертикальной трещины, закрепленной проппантом

Параметры закрепленной проппантом трещины зависят от свойств наполнителя (жидкости разрыва и проппанта). ГРП с применением проппанта могут быть эффективными как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах. Перед первым применением ГРП в конце 1940-х для воздействия на нефтяные и газовые пласты обычно применялась соляная кислота. Ранние кислотные обработки представляли собой очистку скважины, забоя и перфорационных отверстий. Было известно, что закачиваемая кислота удаляла не только растворимые загрязнения призабойной зоны, но и взаимодействовала с карбонатными породами, увеличивая проницаемость призабойной зоны.

Проводимость трещины, wkf

продуктивный интервал

Закрепленная длина

трещины


92

Взаимодействие соляной кислоты (HCl) с известняками и доломитами может быть описано следующими уравнениями: Взаимодействие HCl с известняками (CaCO3)

2 HCl + CaCO3 CaCl2 + H2O + CO2 (Уравнение 1-1) Взаимодействие HCl с доломитами (CaMg[CO3]2 ) 4 HCl + CaMg(CO3)2 CaCl2 + MgCl2 + 2 H2O + 2 CO2 (Уравнение 1-2) Существуют две важные характеристики реакции HCl с карбонатами:

• растворимость продуктов реакции в воде • улетучивание углекислого газа в результате реакции

Поэтому взаимодействие кислоты с карбонатами обычно не рассматривается как причиняющее загрязнение. Загущение кислоты с помощью полимеров может понизить скорость реакции с карбонатами. Более слабая органическая кислота (уксусная или муравьиная) или растворы соляной кислоты и органической кислоты также используются в глубоких скважинах с высокими температурами (> 200-250o F). Недостатком кислотной обработки является быстрый расход кислоты и ограниченное радиальное проникновение активной кислоты. Хотя после проведения кислотной обработки в высокопроницаемых карбонатах или при удалении значительного загрязнения породы может наблюдаться значительное увеличение добычи, такой эффект будет непродолжительным, так как обработке подвергся ограниченный объем породы. Мгновенный успех ГРП как метода воздействия на пласт повлек применение кислоты при давлениях разрыва горной породы. Увеличение проницаемости трещины и ее пропускной способности достигается с помощью взаимодействия кислоты с поверхностью трещины. Кислотный ГРП зависит от способности вытравливания, обуславливающей проводимость трещины. В зависимости от литологии большинство карбонатных коллекторов гетерогенны и представляют собой градации от чистого известняка (CaCO3) до доломита (CaMg[CO3]2) и доломитизированного известняка. Ангидрит (CaSO4), относительно неактивный по сравнению с


93

реакцией кислоты с карбонатами, также часто присутствует в форме включений. При закачке кислоты в трещину, удаление карбонатов происходит намного быстрее, чем других минералов. Это обуславливает неровность поверхности трещины. При закрытии трещины нерастворенные целики препятствуют закрытию трещины. Пустое пространство в вытравленных кислотой каналах создает высокую пропускную способность трещины, обеспечивающей увеличение притока к скважине даже при применении кислотного ГРП в высокодебитных скважинах. Спроектированный должным образом кислотный ГРП может быть эффективен в глубоких пластах, которые обладают высокими давлениями закрытия трещины. Для эффективности кислотного ГРП важно, чтобы вытравленные кислотой каналы оставались открытыми. Так как всем известнякам и доломитам присуща прочность (с модулем Юнга 5 - 10 x 106 psi), возможно создание стабильных каналов. Однако в мягких карбонатах (например, мел), величины модуля Юнга которых ниже (5 - 10 x 105 psi), прочности для поддержания проводимости трещины за счет вытравленных кислотой каналов недостаточно. Другим ограничивающим фактором является фильтрация жидкости в пласт. Параметр кислотного ГРП, который обуславливает его эффективность (увеличение проницаемости поверхности трещины за счет воздействия кислоты), характеризует количество профильтровавшейся в пласт жидкости. Для создания соответствующей длины трещины должен осуществляться контроль фильтрации жидкости в пласт, чтобы позволить кислоте проникнуть в пласт как можно глубже. Для оптимизации кислотного ГРП и обеспечения наибольшей длины трещины контролем фильтрации жидкости в пласт были разработаны некоторые технологии. Эффективный кислотный ГРП включает в себя несколько стадий:

• стадия закачки инертной вязкой жидкости («подушка») (обычно стабильная система сшитой жидкости) для создания системы трещин

• стадия закачки вязкой кислоты, вытравливающей в поверхности трещины каналы высокой проводимости


94

• стадия закачки инертного геля-разделителя для вытеснения кислоты в конец трещины, контроля водоотдачи и поддержания дальнейшего роста трещины

• стадия закачки загущенной кислоты для дальнейшего взаимодействия кислоты с поверхностью трещины

• стадия закачки инертного геля-вытеснителя для продавки загущенной кислоты вглубь трещины

• стадия обработки закрытой трещины – для увеличения проницаемости призабойной зоны

• продавка – вытеснение оставшейся в скважине кислоты в пласт

Схема кислотного ГРП изображена на рис.33. Трещина, созданная инертной вязкой жидкостью, вытравливается закачиваемой стабильной вязкой кислотой. Рис.33. Схема кислотного ГРП и вытравленных кислотой каналов

Системы жидкости кислотного разрыва пласта

Успех операции в значительной степени зависит от выбора кислоты для проведения кислотного ГРП. Поэтому важно ознакомиться с некоторыми используемыми в настоящее время жидкостями:

• инертный вязкий гель • вязкая кислота • эмульгированная кислота

Проводимость трещины

Длина трещины

Продуктивный интервал


95

Инертный вязкий гель – Инертный вязкий гель используется в кислотном ГРП для создания начальной трещины. Так как жидкость инертна, она может содержать необходимые температурные стабилизаторы для сохранения ее эффективности при создании в пластовых условиях первоначальной трещины. В качестве подушки и геля-разделителя могут быть использованы различные типы сшитых жидкостей разрыва. Из-за относительно высокой фильтрации вязкой кислоты в пласт полагается, что основная длина трещины создается «подушкой». Так как создаваемое давление должно быть выше давления разрыва горных пород, вязкий гель-разделитель, обеспечивающий некоторое восстановление контроля водоотдачи, позволяет компенсировать падение давления, наблюдаемого на стадии закачки кислоты. Объем «подушки», необходимой для данного кислотного разрыва пласта, определяется с помощью программного обеспечения MFrac (собственность компании Meyer and Associates). Дизайн кислотного ГРП отражает величины эффективной длины трещины и ее проводимости. Вязкие кислоты – Вязкая кислота, получаемая добавлением стабильных полимеров, обеспечивает снижение потерь давления на трение и, что более важно, помогает замедлить реакцию кислоты и снизить фильтрацию жидкости в пласт. Так как вязкая кислота имеет меньшую вязкость по сравнению со стабильной сшитой жидкостью, она проникает через эту жидкость и вытравливает высокопроницаемые каналы. Иногда полезно использовать специальные системы загущенных кислот, которые имеют малую величину начальной вязкости, но затем сшиваются и взаимодействуют с породой при фильтрации через стенки трещины. Замедление процесса сшивания вследствие разности вязкостей допускает образование языков, однако фильтрация жидкости частично контролируется, так как отработанная кислота сшивается. Сшиватели не очень стабильны и разрушаются при полном расходе кислоты. Эмульгированная кислота – Эмульгированная кислота (нефть в качестве непрерывной фазы) показала себя эффективной в использовании при кислотном ГРП, она обеспечивает хороший контроль потерь жидкости в пласт и, таким образом, способствует созданию более длинных трещин. Эмульсии типа кислота-нефть обычно содержат 30-40% дизеля и 60-70% кислоты и имеют относительно низкую кажущуюся вязкость (<20 сП при 511 сек-1). Так как кислота содержится в нефти, ее взаимодействие замедляется,


96

способствуя образованию более длинных трещин. Эмульгированная кислота эффективна в применении на первой стадии закачки (с последующей закачкой вязкого геля-разделителя и вязкой кислоты для увеличения проводимости трещины). Поликислота является эмульгированной кислотой (кислота как непрерывная фаза), содержащей 60-70% дизеля и 30-40% кислоты. Как и обратная эмульгированная кислота (с нефтяной непрерывной фазой), сильные кислоты (28% HCl) могут быть эмульгированы. Поликислота обеспечивает более высокую вязкость, чем эмульгированные кислоты, а также обеспечивает превосходный контроль водоотдачи. Эмульгированная кислота наиболее часто используется в низкопроницаемых пластах, где для успеха операции очень важна вытравленная длина трещины. Эмульгированная кислота не обеспечивает растворяющей способности подобного объема загущенной кислоты (так как 30-70% объема являются углеводороды, в зависимости от типа эмульсии). Для газовых пластов не рекомендуется использование углеводородных эмульсии вследствие негативного влияния, которое нефть оказывает на проницаемость газа. Примечание. При хранении, подготовке и закачке воспламеняющихся жидкостей на месте полевых работ необходимо выполнение надлежащих мер предосторожности. Иногда вспенивание кислоты осуществляется с помощью азота или углекислого газа. В основном, вспененная кислота имеет ограниченное применение, так как ее диспергирование в газе позволяет ей реагировать с породой раньше, чем она может вытравить высокопроницаемые каналы, обеспечивающие высокую проводимость. Во время проведения кислотного ГРП возможно применение газа (закачка азота или углекислого газа). Хотя диспергирование кислоты в газовой фазе ограничивает активность кислоты, такое применение возможно, когда газ используется для облегчения очистки скважины в пластах с низкими давлениями.

Типы и концентрации кислот для кислотного разрыва пласта

При кислотном ГРП успешно используется соляная кислота (в концентрациях 15%, 20%, и 28%). Хотя более сильные кислоты требуют применения большего количества ингибиторов, их растворяющая способность становится намного больше (растворяется большее количество карбонатов на галлон кислоты) и полагается, что повышенный расход кислоты при ее закачке в пласт


97

создает более длинные каналы. Так или иначе, сильные кислоты могут вызвать образование осадков при их смешивании с определенными фракциями нефти в пласте. Растворы органических кислот при высоких температурах (> 250o F) (такие как уксусная / муравьиная) могут иметь растворяющую способность подобную 15% HCl. Органическая кислота эффективно реагирует при повышенных температурах и не является такой коррозидующей как соляная кислота. Так как концентрированная органическая кислота может приводить к образованию нерастворимых ацетатов и формированию осадков при кислотной обработке карбонатных коллекторов, ее использование обычно ограничено концентрациями 13% уксусной и 19% муравьиной кислот. Растворы с концентрациями 13% уксусной и 19% муравьиной кислот показали себя эффективными при кислотном ГРП в карбонатных коллекторах с температурами, превышающими 350o F.

Так как кислоты очень активны, важно, чтобы при кислотном ГРП каждая из них использовалась с определенными химическими добавками, повышающими эффективность взаимодействия с породой. Все закачиваемые кислоты должны содержать ингибиторы коррозии, необходимые для защиты оборудования. Другие добавки, такие как ПАВ, растворители и деэмульгаторы, должны применяться только при необходимости. Для обеспечения желаемых результатов сервисная компания должна контролировать совместимость выбранной жидкости с породой.

Кислотный или гидравлический разрыва пласта?

Во многих скважинах, добывающих из карбонатных пластов, для повышения продуктивности могут быть эффективно применены как кислотный, так и гидравлический разрывы пласта. Однако каждый процесс имеет свои преимущества и недостатки и должен быть проанализирован при выборе типа воздействия. Сравнение преимуществ и недостатков кислотного ГРП и ГРП с применением проппанта дано в таблице 13. При выборе кислотного ГРП как метода воздействия на пласт в данной скважине должны быть рассмотрены следующие критерии:

• большинство скважин, на которых успешно проведен кислотный ГРП, были до этого подвержены кислотной обработке. Обычно скважины, ранее подверженные кислотным обработкам, показывают большее увеличение продуктивности после кислотного ГРП. Это естественно, так


98

как в скважину (при давлениях разрыва) закачивается больше кислоты.

• кислотный ГРП эффективен в высокодебитных газовых скважинах для удаления загрязнения породы и снижения влияния отклонений от закона течения Дарси. В таких скважинах, обычно добывающих из среднепроницаемых пластов, кислота значительно увеличивает проницаемость призабойной зоны, а линейный приток из вытравленных кислотой трещин снижает потери давления за счет турбулентного течения.

• кислотный ГРП эффективен для удаления или обхода зон значительной загрязненности буровым раствором в естественно трещинноватых карбонатных коллекторах. Кислотный ГРП обеспечивает создание первичной трещины и восстанавливает первичную проницаемость естественных трещин, закупоренных фильтратом бурового раствора.

• кислотный ГРП может быть эффективным для воздействия на газовые скважины с высоким содержанием конденсата. Сначала трещина увеличивает продуктивность и позволяет скважине работать при более высоком забойном давлении (меньшая величина депрессии, ближе к точке росы). При истощении пласта и падении давления ниже точки росы, создание высокопроницаемых трещин, вытравленных кислотой, является эффективным для выноса конденсата на поверхность.


99

Таблица 13. Сравнение кислотного ГРП и ГРП с применением проппанта

Кислотный ГРП ГРП с применением проппанта Преимущества

• прост в проведении • кислота растворяет породу и увеличивает

проводимость каналов • ограничения устьевого давления обычно

не являются проблемой за исключением закачки «подушки».

• проводимость трещины может быть выше, чем при использовании проппанта

• быстрая очистка скважины и быстрая реакция скважины

• отсутствие беспокойств по поводу преждевременного экранирования трещины

• рабочие жидкости инертны и не требуют применения ингибиторов

• геометрия трещины (закрепленная длина и высота) зависит от скорости поступления проппанта и его распределения в трещине

• в глубоких скважинах для обеспечения высокой проводимости трещины может быть использован высокопрочный проппант

• объем трещины пропорционален общему объему закачанной жидкости; большие длины трещин возможны в более плотных породах

• фильтрация жидкости в пласт может легко контролироваться с помощью различных добавок

Недостатки • фильтрация жидкости в пласт высока из-

за взаимодействия кислоты с породой • получение длинных вытравленных

кислотой трещин невозможно • стабильная проводимость трещины при

высоких давлениях закрытия требует оперативного распределения кислоты

• глубокие скважины с высокой температурой требуют более дорогостоящих растворов органической и соляной кислоты

• всегда необходимы ингибиторы коррозии • мягкие карбонатные породы при высоких

давлениях закрытия могут восстанавливаться

• большие объемы ГРП (жидкости и

проппанта) могут быть дорогостоящими • постоянными проблемами являются

сложности с размещением проппанта в трещине и преждевременное экранирование трещины

• в высокодебитных скважинах может наблюдаться вынос проппанта

• очистка скважины после преждевременного экранирования трещины может оказаться дорогостоящей

• мягкие карбонатные породы при высоких давлениях закрытия могут повлечь вдавливание проппанта; может быть исправлено дизайном более широкой трещины


100

Глава 10. Дизайн ГРП Контролируемые и неконтролируемые факторы

При проведении ГРП рабочая жидкость и проппант закачиваются через НКТ и перфорационные отверстия относительно небольшого диаметра в некоторые десятки футов порового пространства. Продуктивный интервал обычно находится на глубине 1-2 мили (иногда 3-4) от земной поверхности. При проведении ГРП обычно производятся замеры только устьевого давления в реальном времени. При анализе ГРП его многочисленные параметры и переменные полезно разделять на две категории: факторы, которые мы можем контролировать, и факторы, которые мы не можем контролировать (см. таблицу 14). Факторы, которые мы можем контролировать, относятся к физическому планированию операции с учетом ее объема, типа жидкости, типа проппанта и его концентрации и т.д. и конструкции скважины (размер НКТ, плотность и фазировка перфорационных отверстий, тип пакера и т.д.) Те факторы, которые мы не можем контролировать, касаются пласта и его характеристик. Например, глубина пласта, его мощность, проницаемость, температура и т.д. рассматриваются при дизайне ГРП как фиксированные параметры. Таблица 14. Сравнение контролируемых и неконтролируемых факторов

при дизайне ГРП Контролируемые факторы Неконтролируемые факторы

• жидкость разрыва

o вязкость o мгновенные потери жидкости

в пласт o скорость фильтрации

жидкости в пласт • проппант • скорость закачки • объем закачки • конструкция / оборудование

o перфорированный интервал o модель перфорации o размер труб o конфигурация устья

• проницаемость пласта • пористость пласта • тип горных пород • общая высота трещины • отношение высоты трещины к

мощности пласта • напряжения горных пород • свойства горных пород

o модуль Юнга o коэффициент Пуассона o пластичность пород o предел прочности на

разрыв • свойства пластовых флюидов

o сжимаемость o вязкость o физико-химические

свойства


101

Стадии ГРП

Каждая операция ГРП осуществляется по нескольким стадиям, разработанным с определенной целью. В них входят нагнетательный тест, закачка «подушки», проппанта, продавочной жидкости. Как будет рассмотрено позднее, для объединения всех факторов (контролируемых и неконтролируемых) и обеспечения оценки объема «подушки», концентрации и количества проппанта, необходимого для создания определенной геометрии трещины (длина и ширина) необходимо применение различных моделей. Далее мы обсудим различные стадии, составляющие процесс ГРП.

Нагнетательный тест

Нагнетательный тест (мини-ГРП) производится перед проведением основного ГРП для получения важной информации, касающейся поведения объекта воздействия при высоких давлениях. Эта информация может быть использована для совершенствования спроектированной операции по ГРП. Когда это возможно, при проведении нагнетательного теста необходимо применение забойных датчиков (для измерения забойного давления без учета потерь давления на трение в НКТ). Снятие показаний забойного давления на поверхности может быть затруднительным вследствие невозможности извлечения датчиков до основного ГРП. Так или иначе, запись забойного давления является полезной информацией для интерпретации проведенного ГРП. Даже если датчики забойного давления не используются, очень ценная информация может быть получена измерением устьевого давления во время проведения ГРП. Это настоятельно рекомендуется для проведения нагнетательного теста в новых скважинах, где могут быть произведены изменения дизайна, которые позволят сэкономить большее количество финансовых средств, чем стоимость мини-ГРП, или предотвратить преждевременное экранирование трещины. Нагнетательный тест должен обеспечивать следующие данные:

• точные значения давления разрыва породы • точные значения градиента давления • характер развития трещины при давлении разрыва горных пород

• величины потерь давления в перфорационных отверстиях (также степень влияния извилистости траектории движения жидкости в призабойной зоне и/или влияние образования множественных трещин)

• давление закрытия трещины


102

• оценочную эффективность жидкости (характер фильтрации жидкости в пласт), которая определяет соответствующий объем «подушки»

Примечание. Так как нагнетательный тест обычно производится с использованием линейного геля (ввиду экономических причин и вероятности повреждения проницаемости пласта), характер развития трещины и эффективность жидкости могут отличаться от результатов использования сшитых жидкостей, закачиваемых при основном ГРП. Также при нагнетательном тесте используется ограниченный объем жидкости, создающий небольшую трещину по сравнению с основным ГРП.

Если влияние извилистости траектории движения жидкости или образования многочисленных трещин в призабойной зоне значительное, то может быть необходимым включение одного или нескольких порций проппанта (обычно 1000-2000 галлонов «подушки» содержат 1-2 фунта проппанта на галлон) при закачке «подушки» (повторяется в середине стадии, если необходимо) для экранирования многочисленных трещин и обеспечения развития трещины в основной плоскости.

Объем подушки

После инициирования трещины (обычно при нагнетательном тесте) закачивается основной объем подушки. Рассчитанный объем подушки (подтвержденный моделью трещины) предназначен для развития трещины и создания достаточной ее ширины для обеспечения проникновения в нее проппанта. При высоких температурах подушка может иметь большую концентрацию полимеров, чем жидкость-песконоситель. Данный технологический прием обеспечивает достаточную вязкость и стабильность подушки, необходимую для развития трещины, и позволяет минимизировать количество остатков геля в жидкости-песконосителе. Назначение подушки:

• установление контроля водоотдачи для следующей после мгновенной фильтрации в пласт начальной порции рабочей жидкости

• создание начальной ширины трещины для проникновения проппанта

• охлаждение скважины и призабойной зоны для последующей закачки жидкости

• преодоление извилистости и стабилизация роста трещины


103

Выбор объема подушки очень важен. Избыточный объем подушки является лишней тратой денег и может повлиять на процесс развития трещины. Объем подушки является частью закачанной жидкости и должен быть извлечен на поверхность после проведения ГРП. Зачастую, благодаря накопленному опыту проведения ГРП в данном регионе, возможно оптимизировать объем подушки таким образом, чтобы он не был избыточным. И, конечно, как было сказано, мини-ГРП помогает определить соответствующий объем подушки.

Объем жидкости-песконосителя

Так как жидкость-песконоситель транспортирует и распределяет проппант в трещине, она является наиболее важной составляющей ГРП. Обычно выбор объема жидкости и проппанта основывается на результатах моделирования процесса ГРП, который дает концентрацию основного объема трещины не менее 1,0 фунта на квадратный фут площади поверхности для увеличения продуктивности скважины после закрытия трещины. Программный пакет MFrac очень полезен для расчета влияния различных режимов добавления проппанта на его распространение в трещине. Назначение жидкости-песконосителя:

• эффективный рост трещины по всему продуктивному интервалу

• транспортировка и распределение проппанта в созданной трещине

• эффективная деградация вязкости для облегчения очистки скважины с минимальным ее загрязнением

Продавочная жидкосить

Продавочная жидкость представляет собой линейный гель (с относительно низкой концентрацией проппанта и отсутствием сшивателей). Объем продавочной жидкости вытесняет последнюю порцию закачанного в скважину проппанта. Для сохранения высоких концентраций проппанта вблизи интервала перфорации необходимо, основываясь на действительном объеме НКТ, тщательно просчитать объем продавочной жидкости. Желательно вытеснять жидкость-песконоситель до уровня 50-100 футов над уровнем интервала перфорации, чтобы избежать полного продавливания проппанта в пласт. Хотя при проведении ГРП важно поддерживать скорость закачки жидкости, желательно снизить ее во время закачки последних порций продавочной жидкости. Снижение скорости закачки в конце операции облегчает продавку и помогает предотвратить избыточное вытеснение.


104

Назначение продавочной жидкости:

• вытеснение последних порций жидкости-песконосителя из скважины в трещину (небольшое количество проппанта должно остаться в скважине)

• позволяет поддерживать скорость закачки (устьевое давление будет увеличиваться во время продавки)

• образует столб жидкости, который будет вытеснен на поверхность при возвращении скважины к эксплуатации.


105

Глава 11. Увеличение добычи с помощью ГРП Целью ГРП является увеличение продуктивности или приемистости скважины. Мы попытаемся прояснить подробности, касающиеся переменных параметров и различных вариантов проведения операции, связанных с действительным дизайном ГРП. Важно, что сейчас мы рассматриваем параметры, влияющие на кратность увеличения дебита, которая может быть получена после проведения ГРП.

До настоящего момента мы рассмотрели некоторые важные параметры, которые влияют на геометрию трещины, такие как объем жидкости разрыва, ширина трещины, распределение проппанта. Мы также рассмотрели влияние свойств горных пород (горных напряжений) на проведение ГРП. При анализе влияния проницаемой трещины на кратность увеличения дебита необходимо рассматривать три фактора, которые определяют ее эффективность:

• закрепленную длину трещины L, связанную с радиусом дренирования скважины re, т.е. отношение, L/re.

• пропускную способность трещины, известную как проводимость w*kf, связанную с проницаемостью пласта ko, т.е. отношение w*kf / ko.

• закрепленную высоту трещины hf, связанную с общей мощностью пласта hn, т.е. отношение hf / hn. (в основном предполагается, что hf / hn больше либо равно 1.0, что говорит о том, что, по крайней мере, упакована вся мощность продуктивного интервала.).

На рис.34 схематично представлена вертикальная трещина и параметры, характеризующие ее эффективность.


106

ko hf

re

Рис.34. Схема вертикальной трещины, закрепленной проппантом

• закрепленная длина трещины L, • проводимость трещины FC, • закрепленная высота трещины hf.

Кривые увеличения добычи McGuire-Sikora

Несколько лет назад на основе результатов исследований, проведенных с использованием резистивных моделей в лабораторных условиях, исследователями были выведены теоретические зависимости увеличения добычи (как для газовых, так и для нефтяных скважин). Их работа была направлена на оценку влияния каждого из отношений, указанных на рис.34 на продуктивность скважины. Результат их работы весьма значим даже в настоящее время при развитии теоретического дизайна ГРП и методов оценки потенциала увеличения продуктивности (см. ссылки).

Кривые увеличения дебита McGuire-Sikora были разработаны при определенных допущениях, которые должны быть учтены при использовании этих кривых для оценки увеличения продуктивности:

• кривые основаны на добыче жидкости разрыва после проведения ГРП и не отражают продуктивности скважины за длительный период. Этот момент очень важен в пластах с низкими проницаемостями (<1,0 мД)

L

FC = w*kf продуктивный интервал

(hn)

Важные отношения: L/re , FC/ko , and hf/hn


107

• кривые основаны на однофазном течении несжимаемой жидкости. Это допущение делает кривые McGuire-Sikora наиболее применимыми для нефтяных скважин

• использованная модель основывалась на размещении скважин с плотностью сетки скважин 40 акров

Рис.35. Кривые увеличения дебита McGuire-Sikora

Кривые увеличения дебита McGuire-Sikora (рис.35) представляют собой зависимость кратности увеличения дебита для различных величин отношения L/re (от 0,1 до 1,0). Сейчас мы обсудим это более подробно.

Кратность увеличения дебита Ось Y, обозначена как кратность увеличения дебита, представляющая собой отношение предполагаемого после ГРП индекса продуктивности J к текущему индексу продуктивности Jo. На графике кратность увеличения дебита J/Jo умножается на поправочный коэффициент для скважин с площадью зоны A. Поправочный коэффициент для различных схем размещения скважин приведен в таблице на рис.35. Кратность увеличения дебита в основном характеризует степень воздействия на пласт, которая дает количественную оценку для сравнения с другими дизайнами ГРП. Чем выше индекс продуктивности, тем больше степень воздействия на пласт, которая может быть обеспечена предложенным дизайном ГРП. Максимальная кратность увеличения дебита для кривых


108

McGuire-Sikora чуть больше 13.0. Интересно заметить, что ГРП обеспечивает, по крайней мере, небольшое увеличение дебита, даже если проводимость трещины очень низкая (например, для высокопроницаемых ko пластов).

Отношение проводимостей CR Ось Х диаграммы McGuire-Sikora представляет собой отношение проводимости предполагаемой трещины к проводимости пласта. Отношение характеризуется следующим образом: Отношение проводимостей = w hf kf (Уравнение 20) hn ko Где: w = закрепленная ширина трещины, дюйм hf = общая закрепленная высота трещины (фут) при hf < hn, иначе hf принимается равной единице (hf = 1) kf = проницаемость трещины, мД hn = общая мощность пласта (фут) при hn>hf, иначе принимается равной единице (hn = 1) ko = проницаемость пласта, мД Уравнение 20 применимо при hf (закрепленная высота трещины) менее hn (мощность пласта). Когда hf больше чем hn, упрощая уравнение, получаем: Отношение проводимостей = w kf (Уравнение 20a) ko Величины hf и hn сокращаются, так как закрепленные проппантом интервалы за пределами продуктивного пласта (hf > hn) не влияют на увеличение добычи, поэтому дополнительная площадь трещины не включена в расчет кратности увеличения дебита. Отношение проводимостей умножается на поправочный коэффициент A/40 .

Проницаемость трещины Проницаемость трещины kf представляет собой проницаемость проппанта под воздействием давления закрытия трещины. Она зависит от размера, типа и концентрации проппанта, закачанного в трещину, и степени его загрязнения (жидкостями разрыва, мелкими частицами и т.д.).


109

Отношение длины трещины L к радиусу дренирования re

Отношение длины трещины к радиусу дренирования определено для каждой кривой диаграммы McGuire-Sikora. Длина трещины L и радиус дренирования скважины re выражены в футах. Величины радиусов дренирования даны в таблице на рис.35. Они могут быть рассчитаны по следующему уравнению: re = √(площадь зоны питания скв.)(43560 фут2/акр) (Уравнение 21) 2

Другие методы оценки увеличения продуктивности

С накоплением опыта применения ГРП были проведены исследования влияния некоторых параметров на увеличение добычи. Были модифицированы кривые McGuire-Sikora для большего соответствия пластовым условиям. Была проанализирована проводимость трещины в безразмерных соотношениях (например, безразмерная проводимость трещины Cr). Такие действия были предприняты для подгонки предполагаемого увеличения дебита к действительным величинам.

Даже при каждодневном использовании дизайна ГРП кривые McGuire-Sikora все же представляют собой прямой метод сравнения результатов. Поэтому было потрачено значительное время на исследование влияния параметров трещины (длины, проводимости) и проницаемости пласта на результаты ГРП.


110

Глава 12. Моделирование трещины

Ознакомление с переменными параметрами дизайна ГРП (тип и объем жидкости, тип и концентрация проппанта, скорости закачки, рабочие давления и пластовые данные) дает нам возможность рассмотреть расчет дизайна ГРП. Теоретический дизайн ГРП может быть рассчитан с использованием программного обеспечения. Целью дизайна является расчет осуществимости ГРП в конкретных условиях и получение информации для разработки процедур его проведения в полевых условиях. Как было показано в упражнении, касающегося расчета увеличения добычи, компьютерное моделирование может быть использовано для изучения влияния наиболее значимых параметров.

На сегодняшний день доступно несколько моделей трещины, используемых для оценки ее геометрии. Как было упомянуто, исследования показали, что трещины в основном имеют вертикальную ориентацию, и их трехмерное развитие определяется естественными напряжениями горных пород, их свойствами и региональной тектоникой. Рост трещины является сложным процессом вследствие взаимозависимых переменных, влияющих на геометрию трещины. Поэтому все доступные трехмерные модели включают в себя некоторые допущения, касающиеся развития трещины. Хотя нет необходимости решать уравнения, входящие в модель трещины, важно учитывать их преимущества и ограничения и понять, какие необходимые допущения должны быть сделаны для каждого ГРП.

Программный продукт MFrac (разработанный компанией Meyer & Associates, Inc.) является превосходным инструментом, позволяющим инженеру разработать дизайн и процедуру ГРП для любой скважины-кандидата. Начальный дизайн, создаваемый с помощью MFrac или любого другого программного обеспечения, может быть использован для сравнения с предложением сервисной компании. Окончательная версия плана проведения ГРП может быть создана при участии инженера сервисной компании.

Дизайн ГРП с помощью MFrac

Входные данные для дизайна ГРП – На начальном этапе дизайна ГРП должна быть собрана вся имеющаяся информация о данной скважине (как показано в табл.16). Для дизайна ГРП необходимо большое количество входных данных. Также необходимо уменьшить количество допущений.


111

Таблица 16. Источники входных данных для дизайна ГРП • Схема конструкции скважины – НКТ, оборудование, перфорация и т.д. • История бурения – инклинометрия, показатели бурового раствора,

использование новых технологий, описание проблем. • Каротаж – нейтронный каротаж, акустический каротаж, плотностной

каротаж, каротаж сопротивлений, температурный каротаж, обеспечивающие информацию о свойствах горных пород, описания границ пласта и горных напряжений.

• Образцы керна – результаты лабораторных исследований керна, физико-химические свойства, состав и свойства пластовых жидкостей

• Пробная эксплуатация – включая ГИС, КВД, получение притока • История добычи – показывает текущую и накопленную добычу • История ремонтов – причины ремонтов, объем жидкости, потерянной в

пласт • История воздействия на пласт – Подробности и результаты предыдущих

попыток воздействия на пласт, данные о разрыве породы, отчеты о проведенных на соседних скважинах ГРП.

• Карты – структурные карты, карты расположения скважин, изопахиты продуктивного пласта с ГНК, ГВК и ВНК

Когда для дизайна в программной среде MFrac необходимо значение какого-либо параметра, (пористость, например), оно может быть получено из источников, указанных в таблице 16, при отсутствии данных могут быть сделаны некоторые допущения. При обыкновенном процессе, несмотря на большое количество данных, некоторые их значения получить невозможно. Отсутствующие данные необходимо дополнить оценочными, при подборке которых нужно быть предельно осторожными, так как для данной скважины их значения должны выглядеть правдоподобными. Так как расчет 3-х мерной модели трещины включает применение множества теоретических взаимоотношений для упрощения компьютерных вычислений, его результаты должны быть восприняты как теоретическая аппроксимация геометрии трещины. Расчет дизайна трещины помогает принятию решений, касающихся выбора жидкости, объема закачки, скорости закачки, и т.д. и является полезным инструментом для создания плана проведения ГРП в полевых условиях. Расчеты трещины после проведения ГРП (основанные на действительных значениях величин), применимы для оценки результата, достигнутого в результате ГРП. Входные данные, необходимые для моделирования ГРП, содержатся в меню программы MFrac, которое представлено в таблице 17 (с кратким его описанием).


112

Таблица 17. Основное меню MFrac

Раздел Описание

• Файл Входные данные для программы MFrac хранятся в файлах; Это облегчает изменение текущего дизайна или его дополнение.

• Опции Обеспечивает методы расчета фильтрации жидкости в пласт, транспортировки проппанта, типа воздействия, режима и т.д.

• Данные Специальные входные данные из дел скважин и т.д.

o свойства горных пород Напряжения, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, предел прочности.

o фильтрация жидкости Данные фильтрации жидкости в пласт (коэффициент кокрообразования Cw, объем профильтровавшейся в пласт жидкости, и т.д.) для продуктивных и смежных с ними интервалов.

o гидравлика Данные о колоннах труб (внешний и внутренний диаметры НКТ, длина, пакер, PBTD, и т.д.)

o интервалы Данные о перфорации (перфорированный интервал, размер и число перф. отверстий, проницаемость).

o план работ Стадии добавления проппанта (или кислоты) содержит объем «подушки» и стадий ГРП (с изменением концентрации проппанта).

o пена Входные данные (кратность пены, тип, свойства и т.д.) для ГРП с использованием пены.

o кислота Параметры взаимодействия кислоты, база данных кислотного ГРП.

• Запуск Запускает моделирование в зависимости от опций.

• Графики Графическое представление расчетов ГРП, включая профили трещины, концентрация проппанта в закрытой трещине, проводимость трещины и т.д.

• Отчеты Текстовый отчет, содержащий таблицы плана работ, параметров трещины и т.д.

План работ для проведения ГРП

Важной частью входных данных для проектирования ГРП в среде MFrac является план работ для проведения ГРП (график добавления проппанта или кислоты). Типичный график работ для осуществления ГРП представлен в таблице 18.


113

Таблица 18. Пример плана работ

Скорость закачки,

(барр/мин)

Объем (галл) Тип жидкости Тип

проппанта

Концентрация проппанта, (фунт/галл)

Поправочный коэффициент

для остаточной проводимости трещины

30 30 30 30 30 30 30

25000 8000

10000 12000 12000 10000 3500

Borate XL 401

Borate XL 40 Borate XL 40 Borate XL 40 Borate XL 40 Borate XL 40

Linear 102

- 20/40 ISP 20/40 ISP 20/40 ISP 20/40 ISP 20/40 ISP

-

- 2,03

4,0 6,0 8,0

10,0 -

- 0,504

0,50 0,50 0,50 0,50

-

1Подушка: сшитый боратный гель с концентрацией полимера 40 фунтов / 1000

галлонов 2 Продавка: линейный гель с концентрацией полимера 10 фунтов / 1000 галлонов 3 Концентрация проппанта (фунт/галл), который может быть закачан постепенно

или в одну стадию 4 Поправочный коэффициент для проводимости трещины w*kf

Перед проведением основного ГРП часто проводится нагнетательный тест (мини-ГРП). Однако, влияние мини-ГРП на трещину, создаваемую при основном ГРП обычно незначительно.

Результаты программы MFrac При вводе в программную среду MFrac необходимых данных о напряжениях, свойствах горных пород и пласта можно получить план проведения ГРП. Геометрия трещины в программе MFrac создается как в графической, так и в табличной форме. Пример графического изображения трещины показан на рис.36 Изменение некоторых параметров (объема закачки, концентрации проппанта, скорости закачки, профиля напряжений, интервала перфорации и т.д.) позволит изучить их влияние на геометрию трещины.


114

Рис.36. Пример графического изображения трещины в программе

MFrac На рис.36 изображены профили напряжений горных пород, длины, ширины и высоты трещины. Также доступна информация о концентрации проппанта в трещине и другие параметры. Программное обеспечение MFrac (MinFrac и MView) также позволяет получать и обрабатывать данные при проведении мини-ГРП в реальном времени. Эта информация может быть очень полезной для определения давления развития, давления и времени закрытия трещины, эффективности трещины и т.д. Величины, полученные из MinFrac и MView, могут быть использованы для перерасчета дизайна ГРП, если наблюдаются значительные различия между измеренными и предполагаемыми величинами. Оценка проведенного воздействия с использованием реальных данных, полученных в результате основного ГРП, обеспечивает прекрасную возможность изучения влияния действительных величин на результат теоретического проектирования.

Экономические показатели и затраты на проведение ГРП

ГРП в значительной мере влияет на экономические показатели проекта разработки месторождения по трем причинам:

1. ГРП - всегда дорогостоящее мероприятие. 2. С помощью ГРП может быть достигнуто продолжительное увеличение добычи.

3. Иногда результаты ГРП неутешительны и дополнительные мероприятия (очистка скважины, повторный ГРП и т.д.) могут существенно увеличить затраты.


115

Далее мы детально обсудим эти моменты. Затраты на проведение ГРП

Повышение качества и надежности жидкостей ГРП, проппанта и хим. реагентов ведет к разработке различных вариантов программ проведения ГРП. Оборудование для проведения ГРП, используемое на сегодняшний день (системы мониторинга, насосное оборудование, блендеры, предохранительное оборудование устья, манифольды высокого давления), позволяет разрабатывать неограниченное количество вариантов программ работ с различными значениями скоростей закачки и рабочих давлений. С усовершенствованием материалов и оборудования стоимость ГРП в основном растет. Параметры ГРП (контролируемые и не контролируемые) были детально рассмотрены ранее. Важно, чтобы перед разработкой дизайна ГРП были оценены свойства пласта и потенциал скважины. Данные, полученные в результате дизайна ГРП, могут быть использованы для его усовершенствования, чтобы обеспечить баланс между затратами и предполагаемым эффектом. Так как процесс проведения ГРП требует полного доступа к скважине, при проектировании операции должны быть приняты во внимание затраты на полевые работы (монтаж оборудования, процедуры подготовки скважины к ГРП).

Увеличение добычи с помощью ГРП

Как было сказано, успешный ГРП может значительно увеличить производительность скважин. ГРП позволяет повысить эффективность разработки низкопроницаемых пластов, которые нерентабельно разрабатывать без применения методов воздействия на пласт. ГРП может быть использован для увеличения добычи из высокопроницаемых пластов (обход загрязнения призабойной зоны, контроль выноса песка, управление разработкой). Во многих случаях, период окупаемости ГРП (время, необходимое для добычи такого количества нефти, чтобы покрыть затраты на проведение операции) небольшой, что позволяет существенно повысить экономические показатели. В некоторых случаях применения ГРП начальный анализ, связанный с затратами, может отходить на второй план. Например, ГРП может быть использован для подтверждения наличия на новой территории извлекаемых запасов. ГРП также может быть использован для повышения продуктивности разведочных скважин.


116

Неоправданность экономических показателей при ГРП Было установлено, что ГРП не может увеличить добычу сухой скважины. Однако с учетом общей стоимости бурения и заканчивания скважины операторы могут потратить деньги на ГРП как на последнюю попытку прорваться в какую-нибудь зону для получения притока из пластов с проницаемостью в нанодарси. Ясно, что вероятность успеха ГРП в таком случае чрезвычайно мала, чем для скважины-кандидата, давшей хоть какой-то приток. Как было сказано, ГРП затрагивает применение теоретических зависимостей и моделей для разработки систематического метода. Любая значимая разница между принятыми величинами и действительными может значительно повлиять на результат ГРП. Это действительно так, когда эти приближенные величины связаны с проницаемостью пласта и степенью истощенности пласта. Влияние ГРП на экономические показатели должно рассматриваться для каждой скважины в отдельности. Целью нашего обсуждения является в большей степени представление важности экономических аспектов, рассматриваемых при проведении ГРП, чем анализ экономических показателей воздействия на пласт с технической точки зрения.


117

Глава 13. Осуществление процесса ГРП и необходимое оборудование Оборудование для ГРП

Проведение ГРП требует применения специальных жидкостей, закачиваемых при больших скоростях и давлениях для создания системы трещин. При кислотном ГРП рабочая жидкость закачивается поочередно с инертным вязким гелем. Вследствие необходимости создания больших давлений на поверхности главной заботой при проведении каждого ГРП является обеспечение безопасности персонала. Хотя размеры и состояние площадок полевых работ могут различаться в зависимости от месторождения, для осуществления ГРП необходимо аналогичное оборудование. Типовая схема размещения оборудования изображена на рис.37. На рис.38. представлен аэроснимок расположения оборудования при проведении ГРП с применением проппанта. Сервисная компания выбранная для проведения ГРП обеспечивает все необходимое оборудование и полное его обслуживание. Эффективный ГРП требует тесного сотрудничества сервисной и добывающей компаний до, во время и после проведения ГРП.

Рис.37. Схема расстановки оборудования при проведении ГРП

Блендер

Насосы

Емкости для проппанта и конвейер

Емкости для

жидкости Устье с предохранительным оборудованием

Станция управления

Манифольд

Трубопровод

Полевая лаборатория

Насосы для поддержания давления в затрубном

пространстве

Frac Tanks

Насосы


118

Рис. 38. Аэроснимок процесса ГРП Оборудование, используемое при ГРП, может включать в себя:

• емкости для рабочей жидкости • емкости для проппанта • блендер • насосные установки • насосные установки для закачки азота и углекислого газа • расходомеры • радиоактивный плотномер • датчики давления • станция управления • установка ГНКТ

Емкости для рабочей жидкости

Емкости для рабочей жидкости используются для хранения жидкостей ГРП. Они доставляются на место проведения работ с помощью автомобильных тягачей и располагаются согласно схеме (Рис.37-38). После их установки они наполняются рабочей жидкостью.

Емкости с проппантом

Химические агенты и насосы для их перекачки

Блендер

Манифольд Насосы


Полевая лаборатория

Устье

Courtesy Schlumberger

Насосы

Блендер


119

Обычный размер емкости 500 баррелей (которая содержит около 20000 галлонов доступного объема жидкости). Другие размеры емкостей составляют 300 и 250 баррелей. Так как компоновка оборудования может отличаться, возможность истечения жидкости из емкости (остаточный объем не извлекаемой из емкости жидкости) контролируется представителями сервисной компании. Компания ExxonMobil обычно заполняет емкости всей жидкостью, подготовленной для проведения данного ГРП в независимости от того, будет она закачиваться или нет. Тем не менее, необходимо соблюдать меры предосторожности при закачке жидкости (например, чтобы к всасывающей стороне блендера всегда подавалась жидкость). Поэтому эффективное использование всей доступной жидкости требует координации представителей сервисной и добывающей компании. Эффективность процесса подготовки рабочей жидкости и ее использования на месте полевых работ была значительно повышена с помощью гелевых концентратов, позволяющих осуществлять непрерывное смешивание жидкостей во время проведения ГРП. Это устраняет необходимость подготовки жидкости до проведения операции. С концентратами в жидкость добавляются наиболее дорогостоящие реагенты, и добывающая компания тратится только на общий объем полимеров и содержащихся в нем химических реагентов. Концентраты обеспечивают эффективное приготовление рабочей жидкости и ее однородности. Осторожно: очень важно, чтобы емкости для хранения жидкости

были хорошо вычищены перед их наполнением основной жидкостью. Хотя современные сшитые системы жидкостей являются универсальными, приблизительно 80% проблем с их химическим составом связано с примесями от грязных емкостей. Загрязнение может приводить к изменению pH и влиянию на длительность и эффективность процесса сшивания.

Емкости для проппанта

Единственным важным условием во время проведения ГРП является возможность доступа проппанта к рабочей жидкости, что обеспечит эффективное добавление проппанта. Тип оборудования, используемого для хранения и транспортировки проппанта, различен и меняется в зависимости от размера операции. Например, если количество проппанта, необходимое для данного ГРП, меньше, чем 100000 фунтов, он может доставляться к блендеру пневмосистемой.


120

Крупные ГРП с использованием более 200000 фунтов проппанта могут потребовать применения крупного погрузочного оборудования. Крупное оборудования для погрузки проппанта доставляется на место проведения полевых работ порожним и наполняется во время подготовки к ГРП. Крупные емкости для хранения разделены на отсеки, что упрощает контроль процесса добавления проппанта и разделяет проппант различного размера (например, песок 12/20 или покрытый смолой проппант) для закрепления первых его порций в трещине последней стадией закачки. Такая система транспортировки имеет автоматические заслонки и конвейер, что позволяет увеличить доступное количество проппанта. Осторожно: важно, чтобы емкости были доставлены на место

полевых работ вовремя и предварительно вычищены (для предотвращения загрязнения песка «Оттава» синтетическим проппантом или наоборот или смешивания обыкновенного проппанта с проппантом, покрытым смолой, использованными при проведении предыдущих операций).

Пример транспортировки проппанта к блендеру изображен на рис.38.

Рис.38. Добавление проппанта во время проведения ГРП

Courtesy BJ Services


121

Блендер Установлено, что блендер (и связанное с ним оборудование для транспортировки жидкости) является ключевым оборудованием на месте проведения операции. Блендер используется для следующих целей:

• подготовка рабочей жидкости • выкачивание жидкости из емкостей во время операции и транспортировка к насосным агрегатам

• точное дозирование проппанта (фунт/галлон) • точное дозирование сшивателей, ПАВ и разрушителей вязкости

• транспортировка продавочной жидкости к насосным агрегатам на заключительной стадии проведения операции

Блендеры имеют несколько насосов для добавления и транспортировки химических реагентов, а также смесительный цилиндр винтового, лопастного или струйного типа, который обеспечивает смешивание добавок с рабочей жидкостью. Блендеры были разработаны для осуществления различных типов ГРП. Иногда они используются для проведения ГРП при высоких скоростях закачки (50 - 75 барр/мин или выше), а иногда даже при низких, менее 8-10 барр/мин. Концентрации проппанта, необходимые для ГРП, также изменяются в различных пределах (при обыкновенном ГРП в низкопроницаемых пластах максимальные концентрации проппанта 10-12 фунтов/галл). Обыкновенный блендер изображен на рис.39. Операции с использованием технологии Frac & Pack обычно требуют концентрации проппанта в 16 фунтов/галл или более. Блендер, который может быть использован проведения ГРП по технологии Frac & Pack на морских месторождениях, изображен на рис.40.

Рис.39. Высокомощный блендер

Courtesy Halliburton Energy Services


122

Рис.40. Блочный блендер для технологии Frac & Pack Для упрощения процесса смешивания гелевых концентратов, сервисными компаниями разработаны высокоточные смешивающие установки (см. рис.41), которые повышают производительность блендера и обеспечивают высокую однородность жидкости.

Рис.41. Технологическая установка для смешивания жидких гелевых

концентратов Так как блендер играет большую роль в процессе ГРП, рекомендуется иметь запасной, включенный в схему ГРП для обеспечения непрерывности операции при неисправности основного. При проведении массивных ГРП запасной блендер может быть задействован на стадии подготовки и перекачки жидкости.

Насосные установки

В насосных установках обычно используются трехцилиндровые поршневые насосы, которые принимают жидкость от блендера и нагнетают ее в скважину под большими устьевыми давлениями, достаточными для осуществления гидроразрыва. Перед проведением закачки трехцилиндровая установка должна быть заполнена, и важно, чтобы уровень жидкости в ней поддерживался на протяжении всей операции.




123

В зависимости от скорости и давления закачки, создаваемых насосными установками, они классифицируются по мощности (HHP). Действительное количество лошадиных сил, которое данный насосный агрегат может иметь зависит от его размера и технического состояния. Число насосных агрегатов, необходимых для проведения определенного ГРП оценивается с помощью количества лошадиных сил каждого из них. Современные насосные установки способны создавать давления до 20000 psi и поддерживать его на протяжении длительного времени. Примеры насосных установок даны на рис.42

Рис.42. Насосные установки

Так как насосные установки подвержены механическим неисправностям во время проведения ГРП (особенно при высоких давлениях или объемах закачки) необходимо иметь запасное





124

оборудование, готовое заменить неисправное. При отказе насосы останавливаются, а для возмещения потерянной мощности с помощью дублирующего оборудования скорость закачки увеличивается. Для операций по ГРП резервная мощность от 50% до 100% является обычной. Так как большинство насосных агрегатов может создавать давление, превосходящее максимально допустимое, важно, чтобы предохранительные системы были исправны. Для этого могут быть использованы автоматические предохранительные клапаны, которые должны быть предварительно проверены. Современные насосные установки имеют электронные выключатели на случай превышения максимального давления (например, во время преждевременного экранирования трещины).

Расчет гидравлической мощности

Расчет необходимой мощности (HHP) может быть произведен с помощью следующего уравнения: HHP = Q x Pw (Уравнение 22) 40,8 Где: HHP = гидравлическая мощность, л.с. Q = скорость закачкки, барр/мин Pw = устьевое давление, psi

Пример расчета необходимой для проведения ГРП гидравлической мощности

Для ГРП, со скоростью закачки 15 барр/мин и предполагаемым устьевым давлением 9000 psi рассчитать необходимые гидравлическую мощность, количество насосных установок и резервную мощность (при 50%-м запасе). Решение: Дано: Q = 15 барр/мин и Pw = 9000 psi, из уравнения 22, HHP = 15 x 9000 40,8

HHP = 3309 HHP Так как необходимая мощность составляет 3309 HHP, потребуется минимум 4 установки мощностью 1000 HHP каждая. С 50%-м


125

запасом необходимая мощность составляет 4964 HHP, потребуется 5 установок мощностью 1000 HHP.

Установки для закачки углекислого газа и азота Углекислый газ и азот используются для облегчения и ускорения процесса очистки скважины от жидкости разрыва после завершения ГРП. При закачке углекислого газа используются трехцилиндровые насосы, подобные используемым для закачки жидкости при обыкновенном ГРП. Углекислый газ доставляется на место проведения полевых работ в специальных емкостях и подается к насосным установкам в жидком состоянии. Углекислый газ закачивается как жидкость, которая переходит в газообразное состояние при достижении температуры 88o F (критическая температура CO2). Жидкий CO2, перейдя в газообразное состояние, достигает желаемых свойств (растворимость газа в жидкости, что облегчает извлечение закачанной жидкости.). Азот также доставляется на место проведения полевых работ в жидкости состоянии. Так как критическая температура азота –232,8oF, для превращения его в газ используются теплообменники. Насосное оборудование нагнетает газообразный азот в рабочую жидкость. Насосная установка для закачки азота изображена на рис.43.

Рис.43. Насосная установка для закачки азота Когда для очистки скважины или ГРП с применением пены используются азот или углекислый газ, для проведения процесса их закачки должны быть сделаны необходимые шаги. Сжиженный газ хранится в емкостях, из которых затем закачивается в скважину. Для обеспечения непрерывности процесса закачки емкости должны постоянно пополняться.




126

Расходомер Так как скорость закачки является важным параметром ГРП, она должна контролироваться на протяжении всей операции. Химические реагенты (разрушители вязкости, например) и проппант добавляются в жидкость при определенной концентрации (галл или фунт/галл). Поэтому для успеха операции сведения о скорости закачки являются решающими. При ГРП широко используется турбинный расходомер (рис.44). Для осуществления операции обычно используются два турбинных расходомера: один на приеме блендера, для замера расхода чистой жидкости, второй на выходе блендера, для замера расхода готовой жидкости. При закачке гелевых жидкостей турбинные расходомеры должны быть откалиброваны для закачиваемой в скважину системы жидкости.

Рис.44. Схема турбинного расходомера

При приготовлении основной жидкости рекомендуется замерять уровни в емкостях, чтобы знать, сколько жидкости закачано и сколько осталось. И, конечно же, необходимо сравнивать показания расходомера и непосредственного замера объема жидкости в емкостях. Так как ГРП – динамичная операция, объемы жидкости и проппанта постоянно меняются, поэтому важно знать их точные значения.

Радиоактивный плотномер Концентрация проппанта обычно контролируется с помощью радиоактивного плотномера (рис.45). Плотномер использует

электрический преобразователь

Корпус

лопасти турбины

Ротор



127

радиоактивный источник, который излучает низкорадиоактивные гамма-лучи с достаточной для прохождения через сечение линии и контакта с детектором энергией (рис.46). При повышении плотности жидкости только малое количество лучей достигает детектора. Поэтому чем меньше лучей достигает детектора, тем больше плотность жидкости.

Рис.45. Радиоактивный плотномер

Концентрация проппанта, которая отображается на цифровом дисплее, рассчитывается через плотность жидкости (для увеличения точности измерений полезно производить калибровку радиоактивного плотномера путем тестовых замеров основной жидкости). Плотномер должен быть смонтирован в линию между насосными установками и устьем (обычно как можно ближе к устью). Для обеспечения проектных концентраций проппанта показания плотномера во время проведения ГРП тщательно контролируются. Для обеспечения контроля качества при проведении ГРП инженер-проектировщик должен придать особое значение необходимости использования радиоактивного плотномера.



128

Рис. 46. Схематический разрез радиоактивного плотномера

Датчики давления

Для успешного проведения операции необходимо контролировать два давления:

• рабочее устьевое давление • давление в затрубном пространстве

Рабочее устьевое давление Pw обеспечивает гидравлическую связь с создаваемой трещиной. Для определения характера развития трещины и распределения проппанта измеряемое на поверхности давление пересчитывается в пластовые условия. Для предотвращения превышения рабочим давлением максимально допустимого необходимо знать его значения. Проведение ГРП без замеров устьевого давления подобно полету на самолете без высотомера. На практике во время проведения ГРП также осуществляют контроль затрубного давления. В зависимости от устьевого давления, затрубное давление с помощью трехцилиндровых насосов поддерживется на уровне 1000 - 5000 psi. Неожиданные изменения затрубного давления говорят об установлении гидродинамической связи между затрубным пространством и НКТ (через узловые соединения, подземное оборудование и т.д.).

Давление может контролироваться с помощью датчиков, передающих данные непосредственно на станцию управления. В основном рекомендуется использовать два датчика, установленных в основной линии и затрубной. На рис.47 представлена фотография датчика давления, установленного в затрубную линию.

Источник гамма-лучей

Течение жидкости разрыва

Детектор гамма-лучей

Проппант


129

Рис.47. Датчик контроля затрубного давления


Все задействованное в процессе ГРП оборудование контролируется со станции управления, расположенной вдали от насосного и смешивающего оборудования. Станция управления расположена зоне видимости критической области (устье и манифольд высокого давления). Для обзора детальной информации (скорость закачки, объем жидкости, устьевое давление, концентрация проппанта и т.д.) при осуществлении контроля процесса ГРП в станции управления имеются различные мониторы. Поступающие в реальном времени данные сохраняются для их последующей обработки и составления отчетов о проведенных работах. Представитель компании ExxonMobil находится в станции управления для предоставления помощи в принятии важных решений во время проведения ГРП. На рис. 48-50 представлены станции управления различных сервисных компаний. На рис.49 изображено оборудование и компьютерные мониторы, используемые для контроля процесса ГРП. На рис.50 изображена комната управления насосными агрегатами.

Датчик дистанционного контроля затрубного

давления

К устью

Нагнетательная линия


130

Рис.48. Станция управления

Рис.49. Оборудования для контроля процесса ГРП

Рис.50. Комната управления насосными установками





131

Установка ГНКТ Для очистки скважины перед проведением ГРП часто используются гибкие НКТ. Для удаления отложений солей, парафинов и асфальтенов также используют установку ГНКТ (рис.51 и 52).

Рис.51. Установка гибких насосно-компрессорных труб

Рис.52. Установка гибких насосно-компрессорных труб

ГНКТ применимы для промывки скважины от проппанта после проведения ГРП с преждевременным экранированием трещины.




132

Установка ГНКТ также используется для освоения скважины после проведения обыкновенного ГРП. После продавки жидкости-песконосителя в скважине остается некоторое количество проппанта, которое необходимо удалить для обнажения перфорационных отверстий. Для снижения гидростатического давления столба жидкости в скважине, что значительно облегчает процедуру очистки скважины и подъем жидкости на поверхность, в пластах с пониженным давлением после завершения ГРП производится закачка азота с помощью ГНКТ. Важно заметить, что, рассматривая ГРП, большое внимание должно быть уделено выбору кандидатов для воздействия. На практике для инициирования притока в скважинах, не имеющих потенциала для обеспечения экономически рентабельного дебита, производится закачка азота с помощью ГНКТ.

ГРП через ГНКТ

Также проведение ГРП возможно через специально разработанные ГНКТ большого диаметра. ГРП через ГНКТ является экономичным методом воздействия на несколько пластов одного продуктивного горизонта или в горизонтальных скважинах. Такой ГРП требует тщательного планирования и координации программ перфорирования, изоляции интервала и очистки скважины. Большинство ГРП с применением ГНКТ проводятся при низких скоростях закачки (из-за высоких потерь давления на трение), низких давлениях и с использованием проппанта меньшего диаметра.


133

Глава 14. Смена интервала воздействия / Изоляция горизонтов

В главе, посвященной дизайну ГРП, мы рассмотрели влияющие на проведение ГРП контролируемые и неконтролируемые факторы. Большинство факторов мы не можем контролировать и должны рассчитывать с помощью пласта и его свойств. Мы знаем, что свойства горных пород и границы пластов оказывают влияние на рост трещины в высоту и на ее распространение. Когда целью является разрыв одной зоны, желательно ограниченное развитие трещины, особенно если она может прорваться в смежные водо- или газонасыщенные зоны. Однако продуктивные интервалы во многих пластах гетерогенны и попытка развить трещину через общую совокупность продуктивных зон может быть невозможной. Часто при перфорировании и разрыве нескольких интервалов эффективность воздействия максимальна в пластах с наилучшей проницаемостью и пористостью. И это действительно так, потому что пласты с высокой проницаемостью обычно имеют меньшее минимальное горное напряжение. При проведении однократного ГРП одновременно в нескольких интервалах, в жидкости разрыва полезно использовать меченые атомы. Последующее проведение радиоактивного каротажа после завершения ГРП показывает область развития трещины. Эта информация может быть использована для оценки эффективности ГРП и планирования следующих операций. Существуют технологии, с помощью которых возможно проведение эффективного воздействия на многопластовые залежи. Наиболее распространенные из них представлены в таблице 19, а их преимущества и недостатки в таблице 20.


134

Таблица 19. Технологии смены интервалов воздействия Технология Определение

Ограниченное количество перфорационных отверстий (Рис.53)

Ограничение числа перфорационных отверстий для достижения пропускной способности не менее 1 барр/мин/перф.отв. (или достаточной для создания достаточных потерь давления на трение). Процесс зависит от создания противодавления для направления жидкости в другие участки зон. Производится попытка ограничить количество жидкости, поступающей в зону, подверженную разрыву в большей степени.

Уплотняющие шарики (Рис.54)

Во время ГРП для герметизации перфорационных отверстий, принимающих жидкость разрыва, закачиваются уплотняющие шарики; успешность применения зависит от способности шариков перекрывать доступ жидкости в зоны первоначально подверженные разрыву и направлять ее к перфорационным отверстиям необработанных зон.

Перегородки (Рис.55)

Перегородки представляют собой ниппели, являющиеся частью обсадной колонны; перфорируется нижний интервал, проводится ГРП, интервал изолируется с помощью пробки, фиксирующейся в ниппеле; перфорируется верхний интервал, проводится ГРП. После проведения ГРП во всех интервалах пробки выносятся на поверхность, а перегородки разбуриваются с помощью ГНКТ. Перегородки также могут быть установлены в обыкновенных обсадных колоннах (как постоянные пакеры или пробки-мосты).

Песчаные пробки (Рис.56)

Также известна как технология Pine Island и используется в новых скважинах – производится перфорирование и разрыв нижнего интервала; закачивается песок или проппант для закрытия интервала. Вершина песчаной пробки обычно на 40-50 футов выше интервала перфорации. После опрессовки песчаной пробки перфорируется второй интервал и проводится разрыв. Перед сменой интервала создается следующая песчаная пробка.

Извлекаемые пакеры и пробки-мосты (Рис.57)

Способ изоляции интервалов с помощью извлекаемых пакеров и пробок-мостов. Инструменты спускаются одновременно, устанавливается пробка-мост, НКТ перемещаются к намеченному интервалу, который перфорируется и подвергается гидравлическому разрыву. После ГРП пакер освобождается, спускается до пробки-моста и фиксирует ее. Устройства перемещаются к следующей зоне и процесс повторяется.

Разбуриваемые пробки (Рис.58)

Разбуриваемые пробки изготавливаются из композитных легко разбуриваемых материалов. Сначала производится перфорирование нижнего интервала и проведение ГРП, затем устанавливается пробка, изолирующая обработанный интервал. Затем перфорируется второй интервал и производится ГРП, процесс повторяется. Пробки разбуриваются с помощью ГНКТ или обыкновенной буровой установки. Также могут быть использованы менее дорогие чугунные пробки, хотя они разбуриваются медленнее.


135

Рис.53. Схема применения ограниченного количества перфорационных отверстий

Рис.54. Изоляция интервалов уплотняющими шариками

4 отверстия

6 отверстий префорационных отверстийPerforations 10 отверстий

Проектная скорость закачки - 20 барр/мин

Низкая проницаемость

Уплотняющие шарики

Высокая проницаемость

До закачки шариков

После закачки шариков


136

Рис.55. Изоляция интервалов перегородками

Перегородка Шар

Башмак

Разрыв зоны 1 Вынос шара на поверхность Разрыв зоны 2


137

Рис.57. Изоляция интервалов извлекаемым пакером и пробкой-мостом

НКТ

Обсадная колонна

Песчаная пробка

Первый интервал

Второй интервал

Извлекаемый пакер

ГНКТ

Установка пробки в первом интервале

Разрыв первого интервала

промывка песчаной пробки

Извлекаемый пакер

Мост-пробка

Спуск инструментов

Освобождение моста-пробки, изоляция

интервала с двух сторон, проведение разрыва

Освобождение пакера

Поднятие моста-пробки, перемещение

к следующему интервалу

Рис.56. Изоляция интервалов песчаной пробкой


138

Рис.58. Изоляция интервалов разбуриваемыми пробками

1

3

Перфорация и разрыва интервала 1

Установка пробки 1, перфорирование и разрыв интервала 2

Установка пробки 2,

перфорирова-ние и разрыв интервала 3

Разбуривание пробок

Пробка 1

3 Пробка 2

2 2 2

1 1 1


139

Таблица 20. Сравнение технологий изоляции интервалов Технология Преимущества Недостатки

Ограниченное число перфорационных отверстий

• легка в использовании

• могут быть проперфорированы определенные зоны интервала

• легко применима в глубоких скважинах

• не применима в далеко расположенных друг от друга зонах (>150 футов)

• эффективность значительно зависит от создаваемого давления

• требует тщательного планирования

• ограниченное число перфорационных отверстий может ограничить добычу

Уплотняющие шарики

• легка в использовании

• экономична

• значительно зависит от эффективности герметизации шариками перфорационных отверстий

• нет способа убедиться, какой интервал обрабатывается первым

• эффективное размещение шариков и рабочей жидкости может быть не оптимальным для размещения проппанта

Перегородки • эффективна • применима для

различных пластовых условий (давление глубина и т.д.)

• должна быть спланирована до спуска обсадных колонн, кроме случая спуска на кабеле

• более дорогостоящая, чем некоторые другие технологии

• зависит от эффективности установки пробки в ниппель

Песчаная пробка • легка в использовании

• эффективна • экономична

• требует маркировки вершины пробки и опрессовки

• требует промывки для удаления проппанта

• только нижний интервал может быть опрессован индивидуально

Извлекаемый • очень эффективна • требуется вышка для


140

пакер и пробка-мост

• применима для различных пластовых условий

подъема НКТ • зависит от повторных

установок и съема пакера и пробки-моста

• необходимые операции могут быть дорогостоящими (время и т.д.)

Разбуриваемые пробки

• очень эффективна • применима как для

вертикальных зон высокой мощности, так и для многочисленных секций горизонтальных скважин

• пробки должны быть разбурены

• необходима герметичность (над и под пробкой)

• более дорогостоящая, чем некоторые другие технологии

Другие методы смены интервала воздействия

Технологии смены интервала воздействия, рассмотренные в данной главе, наиболее эффективны, когда хорошо спланированы и проводятся в новых скважинах. Для оптимизации процесса ГРП (для обеспечения эффективности разрыва всех запланированных интервалов) инженеры по заканчиванию, добыче и гидравлическому разрыву пласта должны скоординировать свои действия в разработке и осуществлении программы перфорирования. Так как ГРП в настоящее время используется для увеличения добычи даже в высокодебитных скважин, он зачастую не учитывается при их проектировании и освоении. При этом инженер по ГРП сталкивается с проблемами разработки метода воздействия на многопластовые залежи, когда для воздействия может быть открыто несколько зон. В таком случае применяются другие методы изоляции интервалов (такие как пробки полимерных гелей, которые состоят из вязкого сшитого геля), используемые для воздействия на определенные интервалы скважины. ГРП с применением ГНКТ (осуществляющийся с помощью передвижного пакера, упрощения процесс изоляции интервалов) также является методом изоляции и воздействия на определенные зоны в скважине с многопластовыми залежами. При проведении повторных ГРП могут потребоваться более сложные (и дорогостоящие) операции по изоляции истощенных интервалов, реперфорации и т.д. Повторный ГРП должен обеспечивать возможность воздействия на интервалы, которые первоначально не давали значительного притока. Таким может быть случай


141

многопластовой залежи, первая операция гидравлического разрыва в которой была не достаточно эффективной.


142

Глава 15. Осуществление ГРП

Для обеспечения высокой эффективности и безопасности операции воздействия на пласт необходимы глубокие знания процесса и наличие квалифицированного персонала. В данной главе представлены некоторые соображения, которые помогут углубить знания о процессе ГРП.

Емкости для жидкостей и процесс смешивания Перед использованием емкостей для жидкости они должны быть осмотрены, чтобы убедиться, что они были должным образом вычищены. Осадки и бактерии, остающиеся в емкостях после проведения предыдущих ГРП, могут легко загрязнять новые жидкости и подвергать риску проведение запланированной операции. Для очистки емкостей перед проведением ГРП рекомендуется обработка паром и добавление бактерицидов, что также является хорошим способом контроля деградации жидкости. Для обеспечения эффективности опорожнения емкостей и смешивания и транспортировки жидкости важно, чтобы емкости были расположены должным образом. В некоторых случаях может быть необходимым изменение положения емкостей, их наклонение для полного опорожнения. Использование полунепрерывного процесса смешивания с применением жидких гелевых концентратов и специального оборудования для транспортировки жидкости, обеспечивающих требуемые ее свойства, существенно повышает качество рабочей жидкости и процесса ее закачки во время проведения гидравлического разрыва пласта. По требованиям техники безопасности все емкости, содержащие углеводороды, должны быть отделены от остального оборудования. Чтобы убедиться в отсутствии утечек, необходимо проверить емкости после их заполнения жидкостью разрыва. Резиновые шланги и соединительные разъемы должны находиться в хорошем техническом состоянии. Для кислотного ГРП состояние емкостей для жидкости является главной заботой. Кислота должна всегда храниться в покрытых изнутри защитным слоем емкостях, обозначеных определенным образом. Утечки кислоты из емкостей являются причинами беспокойства за экологическую безопасность и личную безопасность персонала.


143

При хранении жидкости в емкостях в течение длительного периода (более половины дня) ее свойства (pH, температура и вязкость) должны регулярно контролироваться для того, чтобы удостовериться в стабильности жидкости и отсутствия ее деградации вследствие присутствия бактерий и загрязняющих веществ.

Расчет общего объема жидкости Обычно при проектировании ГРП объем жидкости представляют в галлонах, массу проппанта в фунтах, его концентрацию в фунтах на галлон. Для контроля запланированных объемов закачки жидкости во время проведения ГРП необходимо принять во внимание абсолютную величину объема проппанта, добавленного в жидкость. Расходомеры должны быть рассчитаны на дополнительные объемы рабочей жидкости (жидкость и проппант) по сравнению с запланированным объемом чистой жидкости. Абсолютные объемные факторы проппанта различного типа представлены на рис.21. Таблица 21. Абсолютные объемные факторы для различных типов

проппанта

Тип проппанта Удельная масса (фунт/галл)

Абсолютный объем (галл/фунт)

Песок Песок, покрытый смолой Econoprop/ValuProp CarboLite/Naplite CarboProp/Interprop Боксит (HSP)

2,65 2,56 2,70 2,73 3,29 3,59

0,0456 0,0472 0,0448 0,0443 0,0367 0,0337

Пример расчета – Для точного расчета и определения влияния проппанта на гидростатическое давление (Phydrostatic) жидкости-песконосителя во время проведения ГРП важно определить плотность раствора (фунт/галл) для данной концентрации проппанта. Например, добавление песка 20/40 с концентрацией 4,0 фунта/галлон в жидкость на водной основе (плотность 8,34 фунт/галл) не даст плотность раствора 12,34 фунт/галл (8,34+4), так как должен быть учтен объем песка. При расчете плотности раствора (фунт/галлон), содержащего проппанта с концентрацией 4,0 фунта/галлон (используя абсолютный объемный фактор) получаем: Объема раствора = 1,0 галлон жидкости + 4,0 фунта песка 20/40 * абсолютный объемный фактор = 1,0 +(4)*(0,0456 галл/фут) =1,182

Масса раствора = 8,34 + 4,00 = 12,34 фунта


144

Плотность раствора = 12,34/1,182 = 10,44 фунта/галлон

Эти расчеты необходимы для учета гидростатической составляющей при расчете забойного давления для контроля и интерпретации изменений «чистого» давления.

Собрание по технике безопасности

Все работы по ГРП должны начинаться с собрания по технике безопасности. Если за день до проведения основного ГРП запланирован мини-ГРП, собрание по технике безопасности должно проводиться перед каждой из операций. Даже когда основной ГРП следует сразу после мини-ГРП, второе собрание может быть необходимым для доведения до персонала необходимой информации и проведения необходимых изменений, намеченных по результатам мини-ГРП (например, рабочие давления выше, чем предполагалось и т.д.).

Личная безопасность персонала должна являться главной заботой каждого работника, участвующего в процессе ГРП. Важно соблюдать субординацию, установленную как в сервисных, так и в добывающих компаниях, должны быть установлены ответственные лица со стороны каждой компании, которые могут принимать ответственные решения при возникновении экстренных ситуаций (необходимая остановка закачки при преждевременном экранировании трещины, разгерметизация устьевого оборудования и т.д.).

При проведении собрания по технике безопасности необходимо осветить следующие моменты:

• цель проведения ГРП • тонкости дизайна ГРП, (жидкость разрыва, необходимые химические реагенты, концентрация проппанта).

• максимально допустимое рабочее устьевое давление

• обзор всех запланированных остановок, осуществляемых для сбора данных

• предполагаемую скорость закачки

• возможные источники опасности (особенно для кислотного ГРП), процедуры непредвиденных остановок, план эвакуации и место сбора


145

• запрет на курение на площадке проведения полевых работ, обозначение специально оборудованных для курения мест

• число готовых к использованию огнетушителей

• подсчет количества человек на месте проведения полевых работ

• анализ действий при необходимости оказания первой помощи. Расположение душевых, емкостей с жидкостью для промывки глаз.

Проверка оборудования

Наиболее важным моментом перед проведением ГРП является опрессовка наземного и подземного оборудования до величин давления, превышающих максимально ожидаемые на 1000 psi. В него входят устьевое оборудование, фонтанная арматура, НКТ, манифольды. Если используется предохранительное оборудование устья, оно также должно быть опрессовано для гарантии герметичности устья. Манжеты и уплотнительные кольца должны быть осмотрены и испытаны. Номинальные значения рабочих давлений не должны быть превышены ни при каких обстоятельствах. К тому же, должны быть смонтированы и опрессованы нагнетательные линии, которые должны иметь в ключевых местах предохранительные и стравливающие клапаны. Вблизи устья в линию должен быть смонтирован обратный клапан со стравливающим клапаном между обратным клапаном и линейной задвижкой. Обратный клапан предохраняет насосное оборудование от возвратных возмущений давления при преждевременном экранировании трещины или закупорки нагнетательной линии. Накопленное в линии давление может быть снижено с помощью стравливающего клапана. Для облегчения монтажных работ нагнетательная линия должна иметь подвижные соединения на концах каждого элемента. Для предотвращения нежелательных последствий (разгерметизации) вследствие вибрации (закрепление нагнетательных линий особенно важно при проведении закачки пены или газа) собранная линия должна быть зафиксирована Перепускные клапана должны быть установлены в линиях высокого давления насосных установок. Перепускной клапан позволяет стравить давление после завершения операции. Также для


146

стравливания давления в случае разгерметизации НКТ или пакера в затрубную линию должен быть установлен перепускной клапан. Стравливающие линии используются для стравливания высокого давления после завершения операции. Стравливающие линии должны быть прочными, чтобы снизить вероятность их разрушения. Все стравливающие линии должны быть оборудованы двойными клапанами и зафиксированы на каждых 15 – 20 футах. Жидкость с линий не должна стравливаться в насосные емкости, так как это может привести повреждению последних. Все используемое оборудование должно быть предназначено для проведения процесса ГРП и для использования жидкостей на нефтяной основе. Все сальники и соединительные узлы должны находиться в хорошем техническом состоянии. Существует множество других технических компонент, которые должны быть проверены перед проведением ГРП. Вот некоторые, заслуживающие их рассмотрения:

• закачка жидкости ГРП через эксплуатационную колонну • использование предохранительного оборудования устья • извлечение избыточного проппанта • транспортировка и закачка активизированных жидкостей

Проведение ГРП через эксплуатационную колонну

Закачка жидкости через НКТ предохраняет эксплуатационную колонну от эрозии и давления и обеспечивает дополнительный контроль при управлении скважиной. Однако если НКТ не позволяет произвести закачку жидкости с достаточной для эффективного разрыва пласта скоростью, может оказаться необходимым проведение закачки жидкости разрыва через эксплуатационную колонну. Перед ГРП необходимо провести ее опрессовку (особенно если скважина старая). Если для восстановления целостности эксплуатационной колонны необходимо проведение ремонтных операций; намного лучше сделать это до ГРП, чем наблюдать разрушение скважины во время проведения разрыва пласта. Перед подготовкой к проведению закачки через эксплуатационную колонну необходимо извлечь из скважины НКТ. На скважине должен быть смонтирован манифольд (подобно изображенному на рис.59).


147

Рис.59. Манифольд После проведения ГРП, особенно в пластах с аномально высокими пластовыми давлениями, производится спуск и установка пакера над интервалом перфорации. Для изоляции притока в НКТ ниже пакера спускается пробка. Это позволяет завести НКТ в муфту пакера. После герметизации устья пробка извлекается. Поверхностная линия соединяется с устьем и емкостями. По истечении времени, достаточного для деградации вязкости жидкости разрыва, инициируется приток к скважине.

Использование предохранительного оборудования устья Для обеспечения необходимых устьевых давлений при проведении ГРП может оказаться необходимым применение предохранительного оборудования устья. На рис.60 представлена фотография процесса установки предохранительного оборудования устья, разработанного компанией Халлибертон (Halliburton). Предохранительное оборудование изолирует устье скважины от воздействия рабочих жидкостей и давлений. Оно состоит из уплотнителя и сердечника, которые вставляются внутрь НКТ или эксплуатационной колонны. Конфигурация данного оборудования позволяет закачивать него рабочие жидкости непосредственно в НКТ. Давление в НКТ / эксплуатационной колонне приводит инструмент в действие путем воздействия на уплотнительный элемент.

Манифольд

Обратный клапан

Society of Petroleum Engineers


148

Рис.60. Установка предохранительного оборудования устья

Данное оборудование или его модификации предоставляют все крупные сервисные компании. Когда необходимо использование предохранительного оборудования, важно, чтобы оно было надежным и достаточно универсальным, обеспечивающим быстрый монтаж/демонтаж. Извлечение избыточного проппанта - Существует несколько причин необходимости извлечения проппанта из скважины:

• продавка жидкости-песконосителя осуществляется не полностью (для избежания вытеснения всего проппанта в трещину)

• очистка скважины после преждевременного экранирования трещины

• использование песчаных пробок для смены интервалов воздействия

Обычно для промывки скважины от проппанта используется установка ГНКТ. Для соответствия данным пластовым условиям и повышения эффективности подъема проппанта на поверхность технология использования ГНКТ может быть модифицирована. Для обеспечения дополнительной энергией для подъема жидкости на поверхность возможна закачка через ГНКТ азота (если необходимо). Для пластов с высоким давлением с установками ГНКТ применяются инжекторные насадки для облегчения проникновения гибких труб через устье (без глушения скважины).



149

Хотя доступны и другие методы очистки скважины от проппанта (циркуляция через затрубное пространство и т.д.) использование ГНКТ является наиболее эффективным.

Транспортировка и закачка активированных жидкостей При использовании активированных жидкостей (азотные или углекислые пены) должны быть приняты особые меры предосторожности. Эти жидкости транспортируются под большим давлением и, если происходим утечка, могут быть токсичны и опасны и требуют специального обращения. Основные соображения по этому поводу можно представить следующим образом:

• необходимо проявлять осторожность около оборудования для транспортировки и закачки азота. Жидкий азот транспортируется при температурах ниже –300o F и может вызвать серьезные ожоги (до третьей степени)

• необходимо избегать накопления азота или углекислого газа на любых участках. При высоких концентрациях эти газы могут вызвать удушье

• для предотвращения утечек активированных жидкости в атмосферу при их извлечении необходимо принять соответствующие меры предосторожности

• при использовании углекислого газа нельзя без стравливания давления перекрывать нагнетательную линию с двух сторон. Это приводит к разгерметизации и повреждению линии

• между двумя клиновыми задвижками в линии закачки CO2 должен находиться перепускной клапан (в самой нижней точке). Стравливание газа через верхние точки может вызвать образование сухого льда. Если линия закупоривается льдом, заблокированная жидкость будет накапливаться в линии, а давление повышаться

• после стравливания из линии углекислого газа вероятно образование сухого льда. Не следует использовать линию, пока не удален лед. При осмотре линий, содержащих сухой лед, во избежание поражений, вызванных внезапными выбросами льда, необходимо соблюдать осторожность

• не следует закачивать жидкий углекислый газ, пока он не смешан с жидкостью. Низкая температура жидкого CO2 может


150

вызвать повреждения металлического корпуса устьевого оборудования и нагнетательных линий

Обзор операции ГРП

Перед началом операции ГРП все поверхностное оборудование должно быть осмотрено и опрессовано до величин давления, превосходящих предполагаемое рабочее устьевое давление на 1000 psi. Любое неисправное оборудование должно быть заменено. После монтажа и проверки оборудования дается разрешение на начало операции. Далее представлены основные этапы процесса ГРП и необходимые меры предосторожности:

1. Трехцилиндровые насосы заполняются блендером. В затрубную линию устанавливаются предохранительные клапаны. Запускается насос, предназначенный для поддержания давления в затрубном пространстве.

2. После заполнения насосов проводится опрессовка нагнетательных линий до давлений, превышающих максимально допустимое на 1000 psi (при закрытой устьевой задвижке). Наблюдение за давлением производят в течение 5 минут. Если наблюдается хорошая герметичность соединений и клапанов, кривая изменения давления при опрессовке должна представлять собой горизонтальную линию. Все утечки должны быть устранены, а неисправные элементы заменены. Для дальнейшего проведения операции необходимо одобрение результатов опрессовки супервайзерами добывающей и сервисной компаний.

3. После опрессовки оборудования необходимо стравить давление до уровня, превышающего давление закрытой скважины на 500 psi.

4. При положительном давлении на устье открывается линейная задвижка, и начинается процесс закачки.

5. Если данная скважина является газовой (особенно если скважина давала приток незадолго до проведения ГРП), необходимо наполнить ее жидкостью для создания гидравлического давления, необходимого для воздействия на породу через перфорационные отверстия.


151

6. В рамках мини-ГРП, рекомендуемого перед основной операцией, проводится нагнетательный тест. Если он включает в себя тест с пошаговым увеличением скорости закачки, необходимо принять меры предосторожности для предотвращения разрыва породы.

7. После проведения нагнетательного теста и сбора необходимой информации, производятся необходимые изменения в основном ГРП (например, увеличение / уменьшение объема подушки и т.д.).

8. После завершения подготовки к основной операции начинается закачка жидкости первой стадии (обычно подушка). В основном проектная скорость закачки достигается постепенным включением в работу насосных агрегатов и повышением рабочей передачи. Если нагнетательный тест не проводился, для получения величины ISIP и проверки градиента разрыва желательно произвести короткую остановку (после стабилизации скорости закачки). Начальная величина ISIP будет использована для сравнения с величиной, полученной по завершении ГРП.

9. После остановки насосов (для получения величины ISIP) закачка возобновляется и ее скорость увеличивается до проектной величины. При дальнейшем нагнетании жидкости происходит развитие созданной трещины.

10. После завершения закачки подушки необходимо убедится, что в жидкость добавлены все необходимые реагенты. На данном этапе должны быть произведены все необходимые изменения (желательно производить отбор образцов жидкости для проверки качества, особенно если используется сшитый гель).

11. Если поведение устьевого давления обыкновенное, во время операции необходимо построить зависимость забойного давления от времени закачки (как показано на рис.61).


152

Рис.61. Типичное поведение давления при проведении ГРП

12. Значение «чистого» давления можно определить, используя забойное давление, рассчитанное через устьевое (учитывая потери давления на трение и гидростатическое давление столба жидкости). Зависимость «чистого» давления от времени, построенного в билогарифмических координатах, показывает характер развития трещины (график Нольте-Смита – см. ссылки). Упрощенная интерпретация «чистого» давления Нольте-Смита представлена на рис.62.

Рис. 62. Интерпретация «чистого давления» Нольте-Смита

I

II IIIA

IIIB

IV

I – Стабильный рост трещины II – Нестабильный рост трещины

IIIA – Преждевременное экранирование трещины IIIB – Концевое экранирование трещины (TSO)

IV – Быстрый рост высоты трещины

Log T

Log

P N

et


153

13. Действительные время, скорость, давление и объем закачки должны быть задокументированы. Собранные данные помогут определить тенденции давления для принятия важных решений во время проведения других операций. Определенные отклонения от плана (которые не могут быть отражены на рабочем графике) необходимо зафиксировать дополнительно (остановка для замены соединений и т.д.).

14. Необходимо как можно точнее следовать графику проведения работ, а также принять меры предосторожности для предотвращения превышения проектных концентраций проппанта, особенно на ранних стадиях операции.

15. После завершения операции конечная величина ISIP должна быть замерена, а действительный график работ сохранен.

Интерпретация данных изменения давления во время проведения ГРП

Как было упомянуто, характер изменения давления является единственным источником данных о сообщении с пластом. Во время процесса закачки жидкости могут иметь место некоторые изменения и отклонения от плана работ (одни зависят от пластовых, другие – от поверхностных условий). Изменения в процессе проведения ГРП наблюдаются с помощью поверхностного оборудования (датчики давления, расходомеры, плотномеры). Некоторые потенциальные проблемы, возникающие при проведении ГРП, указаны в таблице 22 (приводятся возможные их причины и вероятные пути решения проблем). Список не включает все возможные события, которые могут произойти во время проведения ГРП.


154

Таблица 22. Возможные проблемы, возникающие во время проведения ГРП и вероятные пути их решения

Проблема Возможная причина Возможные действия Изменения в показаниях давления

Мгновенное падение давления без снижения скорости закачки

• разрушение перфорационных отверстий

• нарушение целостности НКТ или обсадной колонны

• внезапный рост трещины в высоту

• разрушение песчаной пробки или пакера

• проверка затрубного давления (разрушение пакера, НКТ или обсадной колонны) снижение скорости закачки и рабочего давления

• проверка целостности поверхностного оборудования

Мгновенный скачок давления без увеличения скорости закачки

• преждевременное экранирование трещины

• закупоривание нагнетательной линии проппантом

• переключение насосов на стадию продавки для вытеснения проппанта, находящегося в скважине

• учесть снижение скорости закачки для поддержания давления ниже максимально допустимого

• подготовка к немедленной остановке в случае достижения максимально допустимого давления

Постоянное увеличение давления без изменения скорости закачки или концентрации проппанта

• указание на концевое экранирование трещины

• высокая фильтрация жидкости в пласт

Примечание: Такое поведение давления желательно при применении технологии Frac & Pack или проведении ГРП в высокопроницаемых пластах

• подготовка к стадии продавки во время осуществления закачки с концевым экранированием трещины (TSO)

Стабильный уровень давления при постоянной скорости закачки или небольшое снижение устьевого давления при постоянной

• снижение поверхностного давления происходит благодаря увеличению гидростатического давления за счет увеличения концентрации проппанта


155

скорости закачки Колебания устьевого давления

• изменение концентрации проппанта

• поведение давления может быть в пределах нормы, если проводится разрыва неоднородного пласта

• контроль процесса добавления проппанта

• если колебания давления для разрыва данного пласта в норме, не нужно предпринимать каких-либо действий

Изменение скорости закачки Значительные колебания скорости закачки без изменения давления

• проблемы с расходомером вследствие его засорения или плохого контакта

• проверка расходомера, если необходимо, заменить на исправный

Изменение концентрации проппанта Значительные колебания концентрации проппанта

• добавление проппанта с непостоянной скоростью

• скорость закачки не выдерживается постоянной

• выход радиоактивного плотномера из строя

• проверка процесса добавления проппанта

• проверка радиоактивного плотномера и его замена, если необходимо

Примечание: Для осуществления контроля качества во время проведения ГРП необходимо производить периодический отбор образцов жидкости и проппанта. Для анализа вероятности возникновения проблем или преждевременного экранирования трещины образцы должны быть исследованы.

Вынос жидкости и проппанта из скважины после ГРП

Оптимальные процедуры выноса жидкости и проппанта для каждой скважины являются индивидуальными. Если определенная процедура является эффективной в одной скважине, в другой она может не работать. Характеристика работы скважины во время выноса жидкости разрыва и проппанта прямо зависит от пластовой энергии. Высокодебитные скважины обычно очищаются очень быстро и поднимают на поверхность жидкость разрыва в течение 2-3 дней. С другой стороны, очистка низкопроницаемых газовых скважин может занять несколько дней (и даже месяцев) вследствие преодоления влияния большого количества жидкости на относительные проницаемости (вследствие капиллярных эффектов и т.д).


156

Эффективный процесс очистки скважины необходим для скорейшего восстановления добычи углеводородов. Поэтому необходимо вкратце рассмотреть несколько вопросов, связанных с очисткой скважины:

• время простоя скважины • форсированное закрытие трещины • вынос проппанта • использование газа

Время простоя скважины

Как правило, желательно вернуть скважину в эксплуатацию как можно раньше. Разрушители вязкости, добавленные в жидкость, позволяют ускорить процесс извлечения жидкости на поверхность. Деградация геля является химической реакцией, поэтому ее скорость зависит от pH жидкости, температуры и времени. В большинстве случаев при использовании разрушителей вязкости и современных систем жидкости для деградации вязкости может быть достаточно четырех часов. При разрыве нескольких интервалов с использованием песчаных пробок, проведение очистки каждой зоны перед разрывом следующей может оказаться нежелательным (экономически необоснованным). В таких случаях необходимо оставить жидкость разрыва в скважине на 2-3 недели, при этом жидкость должна быть совместима с породой (отсутствие набухания глин) и содержать ПАВ для облегчения выноса жидкости на поверхность и снижения вероятность образования водяных пробок.

Форсированное закрытие трещины

Для снижения вероятности выноса проппанта и его осаждения в трещине при деградации жидкости разрыва необходимо инициировать приток из скважины сразу после завершения операции ГРП. Во время форсированного закрытия трещины для обеспечения закрытия трещины и упаковки проппантной пачки нагнетенное в трещину давление резко снижается (в зависимости от фильтрации жидкости в пласт и скорости развития трещины). Скорости выноса жидкости из трещины при форсированном закрытии трещины обычно невелики (десятые доли баррелей в минуту). В зависимости от скважины вынос жидкости из трещины может продолжаться и после форсированного закрытия трещины, инициировав, таким образом, очистку скважины. В других случаях, после падения давления до давления закрытия трещины скважина может быть закрыта (это может быть необходимым, если, например, форсированное закрытие трещины проводится в скважине с


157

предохранительным и другим оборудованием устья, которое необходимо демонтировать).

Форсированное закрытие трещины может быть не эффективным в высокодебитных газовых скважинах. В таких случаях происходит приток газа к скважине, который может замедлять движение проппанта и жидкости, снижая, таким образом, темпы падения давления, необходимые для форсированного закрытия трещины.

Вынос проппанта В высокодебитных газовых скважинах, подвергнутых гидравлическому разрыву пласта обычно происходит вынос проппанта. Основные проблемы, связанные с выносом проппанта, решаемы (увлечение газом проппанта, эрозия оборудования, отложение проппанта в сепарационных и других поверхностных установках). Хотя из скважины на поверхность может быть извлечено несколько тысяч фунтов проппанта, работа скважины без выноса проппанта считается удовлетворительной (после очистки скважины). Вынос проппанта оказывается проблемой чаще в газовых, чем в нефтяных скважинах, вследствие пробкового режима течения, турбулентного течения газа, его расширения и т.д. Покрытый смолой проппант может быть эффективно использован для контроля его выноса на поверхность в высокодебитных нефтяных скважинах. Успешные мероприятия и лучшие методы минимизации и контроля выноса проппанта являются эффективными, а степень их успеха может изменяться в зависимости от пластовых свойств и условий. Для контроля выноса проппанта разработаны следующие методы:

• прочные инертные стекловолокна, позволяющие проппанту задерживаться в трещине

• покрытый смолой проппант, частицы которого сцепляются вместе при пластовых условиях

• сочетание стекловолокон и проппанта, покрытого смолой • жидкие системы, обеспечивающие проппанту высокую проницаемость при сцеплении

• тщательно спроектированное оборудование повышает эрозионную устойчивость

Для разработки мероприятий по решению проблем выноса проппанта необходимо тесное сотрудничество между представителями сервисной и добывающей компаний.


158

Использование газа Результатом проведения ГРП может являться скважина, которая неспособна разгрузиться без дополнительной энергии (обычно применяется закачка азота через ГНКТ). В таком случае при рассмотрении скважины как кандидата для проведения ГРП должны быть проанализированы экономические показатели операции, так как на освоение скважины азотом необходимы дополнительные затраты. Иногда необходимо вытеснение жидкости разрыва газом, что обеспечивает меньшее гидростатическое давление и способствует разгрузке скважины.

Оценка проведенного ГРП

В независимости от соответствия проведенной операции плану рекомендуется проводить ее анализ. Вся информация, полученная после анализа, может быть использована при проектировании следующих операций.

Высота трещины

Высота трещины является одним из главных параметров геометрии вертикальной трещины. Чем больше высота трещины, тем меньше ее проникновение в пласт. Чтобы исключить развитие трещины в водонасыщенные интервалы или газовую шапку, важно знать получаемую в результате ГРП ее высоту. Высота трещины может быть оценена с помощью:

• температурного каротажа • меченых атомов, регистрируемых с помощью спектрометрического гамма-каротажа

Температурный каротаж

Если в пласт с высокой температурой закачивается относительно холодная жидкость, происходит его охлаждение. Температурный каротаж, проведенный после 2-18 часов после завершения ГРП, может дать величину высоты полученной трещины. Так как температурный каротаж достаточно хорошо интерпретируем, необходимо получить базовую температурную кривую, характеризующую изменения температуры в скважине до проведения ГРП. Также процедура проведения температурного каротажа после ГРП должна включать в себя несколько спусков (с интервалом в 4 часа) для индикации степени снижения и скорости восстановления


159

температуры (проведение первого необходимо осуществить сразу после завершения ГРП). При наличии термальных аномалий температурный каротаж иногда сложно интерпретировать (или аномального роста трещины) и невозможно прийти к однозначному мнению о степени вертикального распространения трещины. Пилотная часть ствола скважины может содержать неподвижную жидкость (в пластовых условиях), которая неэффективно вытесняется и не охлаждается, создавая, таким образом, сложности в определении высоты трещины. Температурный каротаж может быть полезным для подтверждения разрыва многопластовых залежей и для определения эффективности работы перфорационных отверстий.

Каротаж с помощью меченых атомов Для получения информации, касающейся распространения «подушки», размещения проппанта и т.д. в жидкость разрыва может быть добавлено небольшое количество радиоактивных изотопов (скандий, иридий и сурьма). Меченые атомы добавляются в жидкость разрыва в малых концентрациях для снижения риска для здоровья и влияния на окружающую среду. Так как меченые атомы регистрируются в течение нескольких дней после проведения ГРП, не обязательно проведение гамма-каротажа сразу после завершения операции, это снижает влияние выноса жидкости и очистки скважины и т.д. на результат. Пример радиоактивного каротажа изображен на рис.63.


160

Рис.63. Пример радиоактивного каротажа, показывающего рост

высоты трещины над интервалом перфорации Хотя, радиоактивный каротаж с использованием меченых атомов обеспечивает большее количество информации, касающейся распространения трещины, его интерпретация требует допущения величин некоторых факторов, которые он не измеряет. Например, если плоскость трещины проходит через перфорационные отверстия, а затем развивается под углом, радиоактивный каротаж может не зарегистрировать изменение направления трещины. Также существует еще одно допущение: призабойная концентрация показывает наличие большого объема жидкости или меченого проппанта за стенками обсадных труб.

Оценка характеристики скважины после ГРП

Характеристика работы скважины после ГРП должна быть проанализирована и сравнена с другими скважинами. При разрыве нескольких интервалов необходимо провести ГИС для измерения добычи и распределения притока по зонам. Остановка скважины, работающей на режиме постоянного дебита, дает кривую восстановления давления (КВД), с помощью которой можно получить информацию об эффективности проведенного ГРП. Например, скважина с эффективной системой трещин должна иметь скин-фактор от -3 до -5. Так как стандартный анализ КВД не дает единого решения относительно длины и проводимости трещины, существуют определенные соотношения между этими величинами -


161

так большие значения проводимости дают короткие трещины, а длинные трещины дают низкие значения проводимости. Действительные величины находятся в интервале между граничными. Анализ КВД является эффективным инструментом для сравнения характеристик работы скважин на месторождении (для каждой скважины делают необходимые допущения).

Перерасчет дизайна ГРП с использованием программного моделирования и данных, полученных в реальном времени может быть полезным при оценке эффективности ГРП. Данные расчеты также применимы при модификации методов для их применимости к пластовым условиям (по отношению к объему подушки, графика добавления проппанта и т.д.).


162

Глава 16. Полевые работы

Как было упомянуто, воздействие на пласт с помощью гидравлического разрыва пласта включает множество аспектов в процессах выбора скважин-кандидатов, сбора всей имеющейся информации, проектирования работ и осуществления операций. В данной главе мы рассмотрим контроль качества и представим перечень процедур и полевых операций.

Контроль качества

Контроль качества требует большого опыта и знания нюансов процесса ГРП, а также используемых материалов и оборудования. Хороший контроль качества всегда требует участия как представителей сервисной компании, так и добывающей. Операции по ГРП должны быть разработаны со здравым смыслом с учетом рекомендаций по его проведению. Пожелания добывающей компании относительно качества и желаемых результатов помогают сервисной компании в установлении взаимной заинтересованности в контроле качества. Сервисная компания должна мотивировать свой персонал для необходимости осуществления контроля качества жидкости и проппанта на месте проведения работ. Так как добывающая компания (например, ExxonMobil) на самом деле покупает операцию по ГРП (с жидкостью и проппантом), любые требования, касающиеся контроля качества, обоснованы. Мероприятия по контролю качества в действительности должны осуществляться на всем протяжении процесса ГРП. Контроль качества важен:

• До ГРП • Во время ГРП • После ГРП

До ГРП

После разработки плана проведения ГРП необходимо достичь взаимного согласия с сервисной компанией о процедуре проведения операции. Аспекты, касающиеся фактического качества операции, возникают после подготовки площадки для проведения работ и доставки на него оборудования. Хотя можно бесконечно рассказывать о подробностях процесса контроля качества, нашей целью является обеспечить обзор основных из них.


163

• Емкости для жидкостей

o Они очищены? o Находятся ли клапаны в рабочем состоянии? o Оптимально ли расстановлены емкости для их эффективного дренирования и доступа во время проведения операции?

o Если некоторые емкости содержат кислоту или углеводороды, должным ли образом они обозначены?

o Имеет ли персонал прямой доступ к емкостям для измерения в них уровней жидкости?

o Не содержит ли жидкость в емкостях твердые частицы или примеси?

o Добавлен ли бактерицид? • Насосные установки

o В хорошем ли они техническом состоянии? o Хорошо ли запускается каждая установка? o Есть ли какие-либо утечки? o В хорошем ли состоянии находятся сальники и уплотнения?

o Достаточна ли мощность имеющегося оборудования? o Нужно ли будет дополнительное топливо или оборудование?

• Блендер o В чистом состоянии? o Есть ли какие-либо утечки? o В хорошем ли состоянии шланги на приеме и выходе блендера?

o Имеет ли блендер достаточную мощность для транспортировки жидкости к насосам на запланированной скорости?

o Будет ли необходим запасной блендер? Если да, необходима стратегия замены блендера.

• Манифольд o Соответствует ли манифольд необходимому режиму транспортировки жидкости во время проведения ГРП?

o Позволяет ли эффективное переключение емкостей (или достаточного перепада давления для дренирования нескольких емкостей)?

• Манифольд высокого давления o Каковы характеристики по давлению? o Был ли манифольд опрессован? o Сколько операций по закачке боксита или среднепрочного проппанта было произведено через этот манифольд после последней его проверки?

o Соответствует ли проектным скоростям закачки?


164

• Рабочие линии o Хорошо ли смонтированы? o Достаточное ли количество линий смонтировано для обеспечения проектных скоростей закачки?

o Соответствующим ли способом установлены предохранительные клапана и датчики? В хорошем ли они техническом состоянии?

• Станция управления o Располагается ли на достаточном расстоянии от устья скважины (минимум 100 футов) и имеет ли достаточный обзор линий высокого давления?

o Каков план действий на случай нарушения электроснабжения станции управления?

o Каков план действий на случай неисправности компьютерной системы во время проведения ГРП?

o Действительно ли только необходимый персонал находится в станции управления во время проведения операции?

o Осуществляется ли желаемый контроль данных (например, скорости, объемов закачки, давления, чистого давления, и др.) мастером сервисной компании?

• Личная безопасность персонала o Все ли основные моменты освещены во время проведения собрания по технике безопасности?

o Есть ли ответственный за ведомость по технике безопасности?

o Все ли оборудование находится в рабочем состоянии и должным ли образом оно расположено?

o Если производится закачка кислоты, имеются ли в наличии защитная одежда у каждого работника, принимающего участие в данном процессе?

o Если скважина дает H2S, учтены ли все аспекты безопасности? Есть ли кислородная маска? Доступны ли всем работникам устройства контроля содержания H2S при проведении работ в зоне устья (например, при установке предохранительного оборудования устья)?

o Намечено ли место для аварийной эвакуации? o Есть ли в наличии анемометр для контроля направления ветра?

Во время ГРП

Во время проведения ГРП осуществляются все запланированные мероприятия. Успешность ГРП зависит от нескольких мероприятий, осуществленных во время операции:


165

• Выполнение норм

o Насколько хорошо осуществляется взаимодействие мастера и команды?

o Гладко ли проходит работа? o Случались ли незапланированные события? (например увеличение / падение давления, значительное снижение скорости закачки и т.д.).

o Насколько осуществляемая операция соответствует запланированной?

o Отбираются ли образцы жидкости и проппанта? o Производится ли контроль объемов жидкости и проппанта?

o Производится ли контроль «чистого» давления? • Материалы

o Соответствуют ли свойства жидкости проектным? o Все ли необходимые химические реагенты добавляются в положенных концентрация в соответствии с планом работ?

o Добавлены ли меченые атомы? Если да, соответствующие ли порции жидкости были помечены?

• Людские ресурсы o Производилась ли проверка личного состава и экипировки?

o Действительно ли работники представляют собой команду?

o Все ли опасные операции были проведены соответствующим образом?

o Выполняются ли все требования безопасности?

После ГРП Как и контроль качества, являющийся ключевым для эффективности ГРП, сбор и обработка информации и демонтаж оборудования также играют важную роль в процессе ГРП.

• Данные o Все ли необходимые данные были сохранены? o Был ли сервисной компанией предоставлен отчет о проведенном ГРП (графики давлений и таблицы с действительными объемами использованного материала)?

• Операции o Было ли стравлено давление в линиях?


166

o Большое ли количество жидкости и проппанта осталось в емкостях?

o Была ли должным образом проведена продавка жидкости-песконосителя?

o Действительно ли необходимо проведение температурного и радиоактивного каротажа?

o Удовлетворительно ли был произведен демонтаж предохранительного оборудования устья (если оно было использовано)?

o Не изменился ли план проведения очистки скважины (размеры штуцеров, ожидаемые давления, план действий в случае выноса проппанта [если необходимо], и т.д.)?

o Предприняты ли все меры по защите окружающей среды при очистке скважины и в случае выноса проппанта?

o Была ли выражена благодарность команде за вклад в успех операции?


167

Ссылки

1. Bell, W.T., Sukup, R.A., and Tariq, S.M.: Perforating, SPE Monograph, Vol. 16, 1995.

2. Cinco-Ley, H. and Samaniego-V. F.: “Transient A\Pressure Analysis for Fractured Wells”, JPT (Sept., 1981), 1749-1766.

3. Cleary, M.P., Wright, C.A., and Wright, T.B.: “Experimental and Modeling Evidence for Major Changes in Hydraulic Fracturing Design and Field Procedures, SPE 21494, Proc., SPE Gas Technology Symposium, Houston, Texas (1991), 131-146.

4. Cooke, C.E. Jr.: “Conductivity of Fracture Proppants in Multiple Layers”, JPT (Sept., 1973), 1101-1107.

5. Economides, M.J. and Nolte, K.G.: Reservoir Stimulation, Third Edition, John Wiley & Sons, 2000.

6. Economides, M.J., Oligney, R.E., and Valkó, P.: Unified Fracture Design, Orsa Press, 2002.

7. Ely, J.W.: Stimulation Engineering Handbook, PennWell Books, 1994.

8. Geertsma, J. and de Klerk, F.: “A Rapid Method of Predicting Width and Extent of Hydraulically Induced Fractures”, JPT (Dec. 1969), 1571-1581.

9. Gidley, J.L., Holditch, S.A., Nierode, D.E., and Veatch R.W. Jr.: Recent Advances in Hydraulic Fracturing, SPE Monograph, Volume 12, 1989.

10. Holditch, S.A., Robinson, B.M., and Whitehead, W.S.: "Pre-Fracture and Post-Fracture Formation Evaluation Necessary to Characterize the Three-Dimensional Shape of a Hydraulic Fracture", SPE 14086, presented at SPE 1986 International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, China, March 17-20, 1986.

11. Howard, G.C., and Fast, C.R.: Hydraulic Fracturing, SPE Monograph, Vol. 2, 1970.

12. Hubbert, M.K. and Willis, D.G.: “Mechanics of Hydraulic Fracturing”, Trans. AIME(1957), 210, 153-166.

13. Jennings, A.R. Jr.: “Good Wells Make the Best Candidates for Well Stimulation”, SPEPE (November, 1991), 371-376.

14. Jennings, A.R. Jr.: “Fracturing Fluids – Then and Now”, JPT (July, 1996), 604-611.

15. Khristianovic, S.A. and Zheltov, Y.P.: “Formation of Vertical Fractures by Means of Highly Viscous Liquid”, Proc., Fourth World Pet. Cong., Rome (1955) Sec. 2, 579-586.

16. Martins, J.P., Leung, K.H., Jackson, M.R., Stewart, D.R., and Carr, A.H.: “Tip Screen-Out Fracturing Applied to the Ravenspurn South Gas Field Development, SPEPE (August, 1992), 252-258.

17. McGuire, W.J. and Sikora, V.T.: “The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity”, JPT (Oct. 1960), 72-74.


168

18. Medlin, W.L., and Massé, L.: “Laboratory Investigation of Fracture Initiation Pressure and Orientation”, SPEJ (April, 1979), 129-144.

19. Meyer, B.R.: “Frac Model in 3D – 1: “New Simulator Makes Fracture Design Routine”, Oil & Gas Journal (June 17, 1985).

20. Meyer, B.R.: Meyer Fracturing Simulators: User’s Guide, Meyer & Associates, 2000.

21. Nolte, K.G., and Smith, M.B.: “Interpretation of Fracturing Pressures”, JPT (Sept. 1981), 1767-1775.

22. Nordgren, R.P.: “Propagation of a Vertical Hydraulic Fracture”, SPEJ (Aug. 1972), 306-314.

23. Perkins, T.K. and Kern, L.R.: “Widths of Hydraulic Fractures”, JPT (Sept., 1961), 937-949.

24. Smith, M.B. and Hannah, R.R.: “High Permeability Fracturing: The Evolution of a Technology”, JPT (July, 1996), 628-ff.

25. Valkó, P. and Economides, M.J.: Hydraulic Fracture Mechanics, Chichester, UK, Wiley (1995).

26. Warpinski, N.R., Wright, T.B., Uhl, J.E., Engler, B.P., Drozda, P.M., Peterson, R.E., and Branagan, P.T.: “Microseismic Monitoring of the B-Sand Hydraulic Fracture Experiment at the DOE/GRI Multi-Site Project”, SPE 36450, presented at the SPE ATCE, Denver, Colorado, Oct. 6-9, 1996.

27. Williams, B.B., Gidley, J.L., and Schechter, R.S.: Acidizing Fundamentals, SPE Monograph Vol. 6, 1979.

Date post:	03-Dec-2015
Category:	Documents
Upload:	ore
View:	54 times
Download:	20 times

Jennings a r Enhanced Jr p e Well Stimulation Inc Primenenie

Documents