Расклинивающие материалы (проппанты)

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов:

Таблица 3.

Размер сит	Предельные размеры частиц (мм)
	0,150
40-60	0,419-0,250
20-40	0,841-0,419
12-20	1,679-0,841
8-12	2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов:

1) размеры и однородность:

- с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины;

- при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого - более однородная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц;

- значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20 % частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз;

- проницаемость песка 10/16 примерно на 50 % выше проницаемости песка 10/20;

- оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56);

2) прочность.

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 МПа проницаемость проппанта 20/40 "CarboProp" значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 МПа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчаных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц;

3) термохимическая стабильность.

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температурам;

4) стоимость.

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

Испытание на проницаемость

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость. Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности - явления, связанные с течениями, неподчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

Долговременная проницаемость

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты.

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85 % Al₂O₃. Остальные 15 % составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности.

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

3) Керамики низкой плотности.

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49 % Al₂O₃, 45 % SiO₂, 2 % TiO₂ и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72, то есть они наиболее распространенные проппанты, благодаря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

Расчёт ГРП

1. Расчёт давления гидроразрыва пласта

,

где Р_в.г. – вертикальное горное давление;

Р_пл – пластовое давление;

s_р – давление расслоения пород.

2. Вертикальное горное давление Р_в.г. – определяют по формуле:

,

где Н – глубина залегания пласта;

r_п = 2500 кг/м³ – средняя плотность вышележащих горных пород.

3. Давление разрыва на забое можно определить приближенно по эмпирической формуле:

,

где K=1,5-2 – опытный коэффициент.

4. Расчет рабочего устьевого давления гидроразрыва.

Допустимое устьевое давление ГРП определяется по формуле:

,

где D_н², D_В² – наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м

s_тек – предел текучести стали марки L; К – запас прочности, Р_тр - потери напора на трение в трубах

5. Потери напора на трение в трубах определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

,

где l - коэффициент гидравлического сопротивления труб,

υ – скорость движения жидкости по трубам, м/c.

ρ_см – плотность смеси, кг/м3.

6. Расчёт скорости движения жидкости по трубам:

,

где Q – темп закачки жидкости ГРП, м3/сут.

F – площадь внутреннего сечения НКТ, м2.

7. Расчёт плотности смеси:

,

где С – объёмное содержание песка.

8. Расчёт объёмного содержания песка:

,

где С₀ – концентрация песка.

9. Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонны труб на страгивающие усилия определяется по формуле

где Р_стр – страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности L, равна 1,59 МН,

G – усилие затяжки при обвязке обсадной колонны (берётся по данным бурового журнала), равное 0,5 МН; к – запас прочности.

10. Из полученных двух значений Р_д.у. принимаем меньшее.

Возможное забойное давление при наименьшем допустимом давлении на устье

Учитывая потребное давление разрыва на забое Р_разр, определим рабочее давление на устье скважины

Сравниваем давление на устье скважины с допустимым, и после анализируем, можно ли проводить закачку жидкости гидроразрыва по НКТ.

11. Количество жидкости разрыва не поддаётся точному расчету. Оно зависит от вязкости жидкости разрыва и фильтруемости, проницаемости пород призабойной зоны скважины, темпа закачки жидкости и давления разрыва. По опытным данным объем жидкости разрыва изменяется от 5 до 10 м³.

Количество жидкости-песконосителя зависит от свойств этой жидкости, количества закачиваемого в пласт песка и его концентрации. На практике заготавливают 20 – 50 м³ жидкости (V_пж) и 8 – 10 т песка(G_пес).

Концентрация песка C зависит от вязкости жидкости песконосителя и темпа её закачки.

Объем жидкости-песконосителя должен быть несколько меньше емкости колонны труб, так как при закачке этой жидкости в объеме, превышающем емкость колонны, насосы в конце процесса закачки будут работать при высоком давлении, необходимым для продавливания песка в трещины. А закачка жидкости с абразивными частицами при высоких давлениях приводит к очень быстрому износу цилиндров и клапанов насосов.

Оптимальная концентрация песка может быть определена на основании скорости падения зерен песка в принятой рабочей жидкости по формуле

Где С – концентрация песка, кг/м³ ;

n - скорость падения зерен песка определенным диаметром

Объем продавочной жидкости во избежании оставления на забое песка следует принимать в 1,2 – 1,3 больше, чем объем колонны, по которой закачивается песок. Необходимый объем продавочной жидкости:

12. Время проведение ГРП:

где Q – суточный расход рабочей жидкости, м³.

13. Радиус горизонтальной трещины

где с - эмпирический коэффициент, зависящий от горного давления (с=0,02);

Q-расход жидкости разрыва; μ - вязкость жидкости разрыва; t_р - время закачки;

К-проницаемость породы.

14. Проницаемость горизонтальной трещины:

где w – ширина трещины.

15. Проницаемость призабойной зоны

где к_п - проницаемость пласта,h-эффективная мощность пласта (h=22м), ω=0,001м.

16. Проницаемость всей дренажной системы

где R_k - радиус контура питания скважины (R_к=250м),r_c - радиус забоя скважины.

17. Дебит скважины после гидроразрыва

где Q - максимальный дебит, м³/с; к_д.с - проницаемость пласта после гидроразрыва, h-эффективная мощность пласта, Δр - депрессия на забое, Δр= р_пл - р_з, (Δр=2,8МПа), μ -динамическая вязкость нефти, (μ=1сПс*с).

18. Эффективность проведения ГРП

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К.Максимовича, в которой радиус скважины r_с после ГРП принимается равным радиусу трещины r_т.

где Q₁ и Q₂ –дебит скважин соответственно до и после гидроразрыва, R_к=250 м.

Фактическая эффективность может быть несколько ниже, так как при движении жидкости по трещинам, заполненным песком, наблюдается неучитываемые формулой небольшие потери напора.

Заключение

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.

Список литературы

1. А.М. Юрчук, А.З. Истомин, “Расчеты в добыче нефти”, Москва, ”Недра” 1979г, 270с.

2. П.М. Усачев, “Гидравлический разрыв пласта” Москва, ”Недра”, 1986г,165с.

3. И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, В.Т. Полозков ”Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений”, Москва, ”Недра” 1970г, 445с.