Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

На такому поділі базується числове визначення значин кожного

члена. Для цього будуємо основну криву відновлення тиску в

координатах IgAp-t (рис. 5.8). Потім екстраполюємо прямолінійну

ділянку основної кривої до осі ординат і за різницею значин Ар, і Ар'

на основній кривій

екстрапольованій прямій визначаємо значину Ар",

тобто Ар" - Арі- Ар\, за якими

тих же координатах \gAp-t будуємо

різницеву криву Ар", де

- номер довільно вибраного моменту часу /,

яких вибираємо багато.

]g ЮД/J, МПа

1.5

гол

Рисунок 5.8

Графік відновлення тиску в напівлогарифмічних координатах:

lglOAp-? - основна крива; IglOA/?'-/ - екстрапольована

пряма кінцевої ділянки основної кривої; lg ЮАр" -1 - різни-

цева крива; lglOAp'"-f - екстрапольована пряма кінцевої

ділянки різницевої кривої

301

Значини коефіцієнтів, які входять до рівняння (5.32),

визначаємо графоаналітичним способом: коефіцієнти А і В

визначаємо за відрізками, які відтинаються екстрапольованими

прямолінійними ділянками основної і різницевої кривих (див.

рис.

5.8); коефіцієнти ОС] і с<2 знаходимо як нахили прямолінійних

ділянок основної і різницевої кривих (аналогічно величині / в

5.4);

коефіцієнт аз розраховуємо аналітично з рівняння (5.32). Визначення з

метою підвищення точності доцільно здійснювати аналітично з

використанням ПЕОМ. Відтак для довільного моменту часу

розраховуємо кожний член правої частини рівняння (5.32) і його

частку в загальній втраті тиску. Тоді робимо висновок про тип

колектора, доцільність

метод діяння на привибійну зону пласта.

Методи підвищення продуктивності свердловин

Погіршення стану привибійної зони в околиці свердловин, які

закінчено бурінням, може бути зумовлено твердою фазою, фільтратом

і буровим розчином (див.

5.1), у видобувних нафтових - випаданням

солей, парафіну і асфальтеносмолистих речовин, у нагнітальних -

механічними домішками, продуктами корозії

т.д.

(див.

3.2).

Отже, продуктивну характеристику свердловини можна покра-

щити: а) створенням додаткових або збільшених каналів перфо-

рації, мікротріщин і макротріщин; б) видаленням органічних і

неорганічних речовин з природних порожнин пласта; в) розши-

ренням прохідного перерізу природних порожнин або, в крайньо-

му випадку, розширенням стовбура свердловини.

За цими напрямками виділяють такі основні методи підвищення

продуктивності

свердловин:

а) хімічні - кислотні оброблення (КО);

302

б) фізичні - теплові оброблення, оброблення поверхнево-активними

речовинами, вуглеводневими розчинниками;

в) механічні - гідравлічний розрив пласта (ГРП), гідропіскостру-

минна

(ГПГГ) і

додаткова кумулятивна перфорація, віброоброблення;

г) комплексні - термохімічні оброблення, гідрокислотний розрив

пласта, термогазохімічне діяння

т.д.

Вибір методу визначається геолого-фізичною характеристикою

пласта і причинами зниження продуктивності свердловин. Для вибору

свердловин і методу підвищення їх продуктивності розроблено мето-

дики на основі статистичних методів розпізнавання образів,

потенціальних функцій, головних компонентів та ін.

§ 5.7 Гідравлічний розрив пласта

Гідравлічний розрив пласта (ГРП) - один з основних методів діяння

на привибійну зону.

Суть ГРП полягає у створенні нових або розширенні існуючих

тріщин у пласті шляхом запомповування рідини у свердловину під

високим тиском і подальшому закріпленні їх розклинювальним

високопроникним матеріалом (наприклад, піском).

Технологія

ГРП

містить

такі операції:

промивання свердловини;

опускання у свердловину високоміцних НКТ з пакером і якорем на

нижньому кінці;

обв'язування (рис. 5.9) і опресування на

1,5-кратний

робочий тиск

гирла

наземного обладнання;

визначення приймальності свердловини шляхом запомповування

рідини;

303

запомповування по НКТ у пласт рідини-розриву, рідини-пісконосія

і протискувальної рідини (властиво гідророзрив);

демонтаж обладнання;

пуск свердловини

роботу.

7Х-

.12

із

Рисунок 59 - Технологічна схема гідравлічного розриву пласта:

1 —

тріщина розриву;

2 - продуктивний пласт; 3 - пакер; 4 - якір; 5 - обсадна колона;

6 - насосно-компресорні труби; 7 - арматура гирла; 8 - манометр;

9 - блок маніфольдів; 10 - станція контролю і керування процесом;

11 - насосні агрегати; 12 - піскозмішувачі; 13 - ємності з техноло-

гічними рідинами;

- насосні агрегати

Гідророзрив пласта відбувається за високих тисків, які сягають

70...100МПа, що часто перевищує допустимі тиски для обсадних

колон. Для захисту обсадних колон від високого тиску на нижньому

кінці НКТ опускають у свердловину пакер з якорем, які встановлюють

304

над покрівлею оброблюваного пласта. Еластичний елемент пакера в

результаті стискування його вагою НКТ герметизує затрубний простір.

Це досягається або опорою пакера на вибій з допомогою перфо-

рованого хвостовика (пакер з опорою на вибій типу ПМ, ОПМ), або

опорою пакера на обсадні труби з допомогою плашок пакера, які

звільняючись під час повороту НКТ, розсуваються і втискуються у

внутрішню поверхню обсадної колони (плашкові пакери без опори на

вибій типу ПШ, ПС, ПГ). Якір попереджує зміщення пакера під дією

різниці тисків під і над ним. За рахунок внутрішнього надлишкового

тиску плашки якоря розсуваються і втискуються у внутрішню

поверхню обсадної колони. Пакери і якори розраховані на перепади

тисків ЗО...50 МПа і мають прохідний переріз 36...72 мм залежно від

'їх

типу і внутрішнього діаметра обсадної колони.

Перед опусканням пакера потрібно здійснити шаблонування стов-

бура свердловини спеціальним шаблоном, який опускають у сверд-

ловину з допомогою НКТ, щоб попередити можливість заклинювання

пакера

руйнування його еластичного елемента

процесі опускання.

Для виконання ГРП використовують насосні устатковання

(агрегати) типу УН

1-630х700А

(4АН-700), які розраховані на

максимальний робочий тиск 70 МПа, піскозмішувальні агрегати типу

4АП або устатковання типу УСП-50 (для транспортування до 9 т піску,

дозованого введення піску в потік рідини і приготування піщано-

рідинної суміші), блок маніфольдів типу 1БМ-700 або 1БМ-700С

(для обв'язування кількох насосних агрегатів з гирлом свердловини) і

арматуру гирла

типу

2АГ-700 або 2АГ-700 СУ.

Дистанційний контроль за процесом можна здійснювати за

допомогою станції контролю і управління, яку змонтовано на

автомобілі. Є станції контролю, які дають повну інформацію про

режимні параметри здійснення процессу.

305

Агрегати розміщують з навітряної сторони свердловини у напрямку

від її гирла, щоб за наявності аварійної чи пожежної небезпеки

безперешкодно від'їхати від неї.

Для захисту людей від шуму застосовують антифони

заглушки.

Керівник робіт знаходиться на піскозмішувальному агрегаті

(на спеціальному майданчику над бункером) або в станції

контролю та управління і підтримує зв'язок з виконавцями за

допомогою телефону чи радіо або за допомогою сигналів руками.

Для перевезення хімічно неагресивних робочих рідин застосовують

автоцистерни (АЦН-11-257, АЦН-7,5-5334, Цр-7АП, Цр-7АПС, ЦР-

20,

АЦПП-21-5523А) ємністю

6-21

Робочі рідини для ГРП використовують на вуглеводневій або

водній основах. Вони не повинні погіршувати фільтраційних характе-

ристик пласта, не спричинювати набухання глинистого цементу порід,

не утворювати осадів під час контактування з флюїдами і водночас

бути доступними та дешевими. Крім того, рідина розриву і рідина-

носій також повинні володіти доброю носійною або утримувальною

здатністю відносно до частинок розклинювального матеріалу. Це дося-

гається збільшенням

в'язкості

або наданням рідині структурних

властивостей. У разі високої фільтрації в пласт рідина розриву внас-

лідок розсіювання в об'ємі пласта не спричиняє гідророзриву або роз-

витку тріщин далеко від стінки свердловини, а рідина-носій не забез-

печує перенесення частинок розклинювального матеріалу в тріщині.

Раніше широко використовувались рідини на вуглеводневій

основі (нафта; нафта, загущена мазутом, бітумом, асфальтитом;

дизельне пальне) і емульсії (гідрофобні та гідрофільні водонафтові;

нафтокислотні; кислотно-гасові). їх застосування може бути

доцільним під час здійснення ГРП у видобувних свердловинах.

306

У наш час, в основному, (десь до 90% операцій ГРП), використовують

рідини на водній основі (вода, розчини полімерів, кислотні розчини,

міцелярні розчини), а також гелі. Збільшенням витрати таких рідин

забезпечується розрив пласта і компенсується їх недостатня

пісконосійна здатність. Загущення води досягається додаванням ПАА

(поліакриламід), ССБ (сульфіт-спиртова барда), КМЦ (карбоксилме-

тилцелюлоза). Для попередження набухання глин (стабілізації глин) до

води додають

ПАР,

полімери, хлористий амоній

ін.

Як протискувальна рідина здебільшого використовується технічна

вода, а іноді - нафта.

Теоретичні міркування дають підстави вважати, що під час нагні-

тання фільтрувальної рідини найімовірнішим є утворення горизон-

тальної

тріщини,

а під час нагнітання нефільтрувальної рідини - верти-

кальної тріщини. Якщо в пласті вже є тріщини, то незалежно від

фільтраційних властивостей рідини відбувається їх розкриття або

розширення. Нагадаємо, що в пласті можуть бути і спостерігаються, в

основному, природні вертикальні або близькі до них похилі тріщини.

Про

те,

що відбувся розрив порід, свідчать:

а) різке зменшення гирлового тиску нагнітання в часі за сталої

витрати рідини (створення нових тріщин);

б) збільшення витрати рідини розриву непропорційно зростанню

тиску нагнітання (розкриття існуючих тріщин);

в) об'єктивніше - різке збільшення величини відношення витрати

рідини розриву до створюваної репресії тиску (коефіцієнт

поглинальної здатності пласта) або до гирлового тиску нагнітання

(умовний коефіцієнт поглинальної здатності).

Розклинювальним матеріалом (наповнювачем тріщин) звичайно

служить кварцевий пісок з діаметром частинок

0,5...

1,2 мм.

307

Гранульований розклинювальний агент має володіти високою

міцністю на зім'яття і не втискуватися в поверхню тріщини, мати

невелику густину, сферичну форму і однорідний фракційний склад.

Для здійснення ГРП глибокозалеглих міцних порід з високою

температурою запропоновано застосовувати пропант, скляні і

пластмасові кульки, зерна корунду і агломерованого бокситу, мелену

шкаралупу грецького горіха і т.д. Останнім часом застосовують

пропант, який подають

допомогою гелю.

Відомо випадки здійснення ГРП без застосування наповнювача. їх

ефективність пояснюється тим, що внаслідок розчинення стінок

тріщин кислотою (кислотний ГРП), залишкових деформацій гірських

порід або промивання тріщин від забруднень, тріщини не змикаються

(не закриваються) повністю.

За технологічними схемами здійснення розрізняють однократний,

скерований

(поінтервальний) і

багатократний

ГРП. У разі здійснення

однократного гідророзриву під тиском рідини нагнітання перебувають

усі розкриті перфорацією пласти одночасно, у разі скерованого - лише

вибраний пласт або пропласток (інтервал, який має, наприклад,

занижену продуктивність), а в разі багатократного ГРП здійснюється

діяння послідовно на кожний окремий пласт

або

пропласток.

Місце утворення тріщин у разі скерованого і багатократного гідро-

розривів можна регулювати введенням тимчасово блокувальних мате-

ріалів (еластичних кульок діаметром

12...

18 мм, зернистого нафтороз-

чинного нафталіну

т.д.),

використовуванням двох пакерів, засипанням

низу свердловини піском, застосуванням попередньої гідропіско-

струминної перфорації

т.д.

Проте надійність цих робіт

дуже

невисока.

Місце утворення тріщини можна встановити шляхом гамма-

каротажу з використанням частинок піску або спеціальних синте-

тичних кульок, які активовані радіоактивними ізотопами, а також

шляхом глибинної дебіто- або витратометрії.

308

Проектування технології

ГРП в основному зводиться ось до чого.

Стосовно конкретних випадків вибирають технологічну схему

процесу, робочі рідини

розклинювальний агент.

Для однократного ГРП, виходячи з досвіду, беруть

5...10

т піску, для

масованого нагнітання його кількість збільшують до кількох десятків

тонн.

Концентрацію піску в носії встановлюють залежно від його

утримувальної здатності. У випадку використання води концентрацію

піску задають 40...50кг/м . Тоді за кількістю і концентрацією піску

розраховують кількість рідини-пісконосія.

На основі досвіду використовують звичайно 5-Ю м рідини-

розриву.

Об'єм протискувальної рідини дорівнює об'єму обсадної колони і

труб, по яких здійснюється запомповування в пласт рідини-пісконосія.

Мінімальна витрата нагнітальної рідини має бути не меншою

-з,

. ... ...

2 м /хв, що в разі утворення вертикальної і горизонтальної тріщин

може бути оцінено відповідно за формулами:

бверт^^

; (5-33)

5ц

"•"т гор

10ц

Єгор^-Т^> (5-34)

бверт

Qrop

- мінімальні витрати рідини, л/с; h - товщина пласта, см;

бверг,

гор

- ширина (розкриття) вертикальної

горизонтальної тріщин,

см;

|j. - динамічний коефіцієнт в'язкості рідини, мПа-с; R

- радіус

горизонтальної

тріщини,

см.

309

Тиск гідророзриву пласта задають з досвіду або оцінюють за

формулою:

Ргрп=.Рг+

р> (535)

Лрп ~ вибійний тиск розриву пласта; p

=Hpng - гірничий тиск;

о~р

—

міцність породи пласта на розрив в умовах всестороннього

стиснення (звичайно <т

1,5...З

МПа); Н - глибина залягання пласта;

- середня густина вищезалеглих водонасичених гірських порід,

з з

= 2200...2600 кг/м , а в середньому буде 2300 кг/м ; g - прискорення

вільного падіння.

Статистичний аналіз даних про тиск гідророзриву показав, що за

великої глибини свердловин (понад

1000...

1200 м)р

фП

=(0,75...0,8)р

. Це

пояснюють розвантаженням гірничого тиску за рахунок деформації

(витікання) пластичних порід (глин) у розрізі, що розкритий

свердловиною, наявністю природних тріщин у продуктивному пласті

та утворенням вертикальних тріщин.

Тиск розриву пласта в даний час визначають з умови утворення

тріщин у пласті за методикою Ю.П. Желтова

ін.

Тиск нагнітання рідини на гирлі свердловини

Рг=Ргрп

+А

Рт-Рс> (5-36)

де

Ар

- втрата тиску на тертя в трубах;

- гідростатичний тиск стовпа

рідини у свердловині.

Втрату тиску Дрг можна оцінити за формулою Дарсі-Вейсбаха (за

необхідності з урахуванням збільшення втрати тиску через наявність в

рідині піску - зростають густина і кінематичний коефіцієнт

в'язкості

рідини) або за графіками.

Гідростатичний тиск р

визначають з урахуванням кривини

стовбура свердловини і, за необхідності, наявності піску в рідині.

310