Подбор скважин для осуществления программы по проведению гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

Подбор кандидатов является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может ока­заться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с боль­шими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.

Параметры для оценки скважин-кандидатов для ГРП: для корректной оценки скважины-кандидата ГРП требуется минималь­ный объем данных. Ниже приведен перечень параметров и данных, необхо­димых для проведения такую оценку.

1. Карта месторождения с указанием:

1) расположения скважины-кандидата;

2) расположения соседних скважин, включая нагнетательные;

3) расположения скважин с выполненными ГРП;

4) легендой, дающей возможность рассчитать расстояния до соседних скважин.

2. Данные по добыче прошлых лет:

1) графики работы скважины по нефти, воде и газу, динамика давления на устье, данные по всем внутрискважинным работам;

2) текущий режим эксплуатации;

3) сведения по скважинам после ГРП в районе работ, в т.ч. данные ГИС.

3. Данные (диаграммы) ГИС в открытом стволе:

1) ГК, ПС, пористость, сопротивление и/или данные акустического каро­тажа;

2) содержать сведения об интервале как минимум на 50м выше и 50м ниже интересуемой зоны;

3) на диаграммах должны быть показаны зоны ПВР (в прошлом, настоя­щие и планируемые в будущем);

4) текущий и планируемый искусственный забой;

5) должна быть показана кровля всех зон.

4. Данные по целевому интересуемому и соседним пластам:

1) пластовое давление;

2) пластовая температура;

3) пористость;

4) литология;

5) местонахождение разломов;

6) естественная трещиноватость коллектора.

5. Данные по фильтрационным свойствам пласта, полученные при бурении:

1) модуль Юнга;

2) данные, свидетельствующие о том, будут ли прилегающие зоны яв­ляться барьером на пути развития трещины в высоту, или нет;

3) проектные кровля и подошва трещины;

4) требуется изоляция перфорационных отверстий для обеспечения разви­тия трещины в целевой зоне?;

5) представляет ли проблему близкорасположенный водоносный гори­зонт?

6. Представляет ли проблему вынос проппанта?

7. АКЦ с данными по 50м выше и ниже целевого интервала.

8. Схемы конструкции скважин с указанием расположения интервалов пер­форации, высоты подъема цемента, интервалов посадки и диаметров, це­ментных мостов-пробок, мест выполнения ловильных работ.

9. Сведения по обсадным и НКТ колоннам:

1) диаметры, марки стали, интервалы спуска;

2) наличие хвостовика в скважине?;

3) диаметр планируемой колонны ГРП?;

4) выдержит ли колонна ГРП преждевременный «Стоп»?;

5) выдержит ли затруб ожидаемые давления?;

6) достаточно ли качество цементирования над предполагаемой высо­той трещины?;

7) достаточно ли сцепление цементного камня (качество и количество) чтобы избежать смятия обсадной колонны над пакером?;

8) можно ли выполнить исследование с применением тетраборнокис­лого натрия или импульсный нейтронный каротаж для выявления воды в каналах цементного камня?

10. Данные о перфорации:

1) тип перфоратора;

2) плотность перфорации (отв. на м);

3) диаметр и глубина отверстий (мм);

4) фазирование (град);

5) отношение диаметра к макс. размеру частиц проппанта (меш).

11. Искривление ствола:

1) глубина максимальной кривизны ствола;

2) отклонение от вертикале на кровле интервала перфорации.

12. Полные данные по эксплуатации скважины.

13. Наземные сооружения.

14. Поддержка проекта со стороны ППД:

1) в состоянии ли нагнетательные скважины обеспечить повышенные объ­емы нагнетания в связи с возросшим отбором нефти?;

2) требуется карта (схема) заводнения.

При выполнении ГРП колонна подвергается экстремальным нагрузкам: Аномальные давления. При выполнении ГРП давление на устье может пре­вышать 680 атм. Очень важно, чтобы ФА была пригодна для работы с такими давлениями

Абразивные составы. Важно защитить ФА от чрезмерной эрозии.

Высокие нагрузки на НКТ и пакер

Высокие нагрузки на обсадную колонну. Обсадная колонна должна выдержи­вать давления в затрубе, необходимые для выравнивания давлений ГРП в ко­лонне ГРП.

Высокие нагрузки на хвостовик. Хвостовики должны выдерживать высокие забойные давления ГРП.

Жидкости – всегда следует проверять жидкости до начала КРС: качество, плотность, процент содержания соли, кальция и магния в воде, общее содер­жание взвешенных частиц и рН. В качестве основных жидкостей рекоменду­ется отфильтрованная до 10 микрон вода с 3% содержанием хлористого ка­лия. «Чистую» нефть необходимо проверить на содержание воды и частиц песка. Для глушения скважин и КРС должна применяться только нефть с со­держанием частиц песка < 0.003%. Все емкости для хранения нефти должны быть очищены паром. Для транспортировки разрешается использование только очищенных емкостей. Перед применением все жидкости подлежат обязательной проверке.

Посадка пакера. Запрещается спуск скребков и пакеров ниже интервала пер­форации. Обычно пакер устанавливается на расстоянии 35 мм над перфора­ционными отверстиями. В случае надежного цементирования пакер может устанавливаться на высоте до 50 метров над верхними перфорационными от­верстиями. Одно соединение НКТ устанавливается ниже пакера. В ежеднев­ный отчет по КРС должны включаться данные по глубине посадки пакера и весу лифтовой колонны до и после установки. Отклонения от заданных па­раметров должны также фиксироваться в отчете.

Интервал проработки обсадной колонны скребком. Проработка обсадной колонны скребком должна производится на расстоянии от 40 метров над па­кером до 5 метров над перфорационными отверстиями. При отсутствии пер­форационных отверстий проработка скребком производится до планируемой

нижней перфорации.

Размер шаблонов. Рекомендуется максимально возможный для заданной ко­лонны размер шаблонов. Таким образом, шаблон должен быть больше диа­метра пакера и иметь достаточную длину и наружный диаметр для уста­новки скважинного насоса./7/

Выбор скважин-кандидатов

На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на ней ремонты (аварии); проводимые на ней ГИС; конструкцию скважин; проведенные на ней ГТМ, оптимизации; способ эксплуатации; расположение скважины по отношению к другим скважинам. После этого были выбраны 10 скважин для осуществления программы по гидроразрыву пласта.

Мощность продуктивной зоны (Н) – очевидно, наиболее важная переменная величина коллектора, по моему мнению, поскольку на ее основе мы делаем оценочные расчеты общей проницаемости.

Кривизна ствола в зоне перфораций– часто проблемы с гидроразрывами возникают по причине увеличения угла отклонения ствола в интервале перфораций. На результат может влиять и модуль. Чем мягче порода, тем менее важен угол ствола. Однако, если породы характеризуются предполагаемым модулем 3-6 млн. psi, тогда кривизна является важной величиной.

Количество перфорированных зон – гидроразрыв может быть осложнен в результате неоднородности коллектора песчаных пропластков или по причине мощных перемычек между ними.

Проницаемость– поскольку значения приближенные, я бы не полагался на эту переменную при ранжировании скважин. Скважина может иметь низкое значение Кпр по причине высокого скин-фактора.

Обводненность (%) – при подборе кандидатов на ГРП предпочтение не отдается скважинам с высокой обводненностью продукции. Однако, лично я руководствуюсь тем, сколько нефти можно добыть со скважины даже при большом отборе воды.

Пластовое давление– опять-таки вопрос о точности оставляет место сомнениям совместимости данной переменной.

Таблица 10

Динамика добычи по скважинам - кандидатам

Дата	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина
Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
янв.	12,9	5,1		7,0	2,9		12,5	4,9		9,0	7,2		7,0	3,1
фев.	12,7	5,1		7,1	2,9		13,0	5,2		8,8	7,0		7,5	3,4
мар.	12,8	4,7		7,1	2,9		12,5	5,2		8,9	7,1		7,2	3,1
апр.	11,2	4,9		7,0	2,9		12,1	5,1		9,2	7,4		7,2	3,1
май	11,5	4,8		7,0	3,0		12,3	5,0		9,0	7,2		7,2	3,1
июн	11,5	4,7		7,0	2,8		12,4	5,1		9,3	7,4		7,4	3,0
июл	11,9	4,9		7,1	2,8		12,5	4,9		9,3	7,4		7,0	2,8
авг 06	12,0	5,2		7,2	2,9		12,6	5,3		9,1	7,2		7,2	3,0
сен 06	12,0	5,0		7,3	3,1		12,3	4,9		9,0	7,2		7,2	2,9
окт 06	11,4	4,4		7,3	3,1		12,4	4,9		9,6	7,5		7,6	3,0
ноя 06	11,8	4,3		7,2	3,0		12,5	5,0		9,1	7,2		7,6	3,1
дек 05	12,0	4,7		7,4	3,0		12,5	5,2		9,0	7,1		7,5	3,2
Дата	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина	Скважина
Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
янв.	12,9	5,1		7,0	2,9		12,5	4,9		9,0	7,2		7,0	3,1
фев.	12,7	5,1		7,1	2,9		13,0	5,2		8,8	7,0		7,5	3,4
мар.	12,8	4,7		7,1	2,9		12,5	5,2		8,9	7,1		7,2	3,1
апр.	11,2	4,9		7,0	2,9		12,1	5,1		9,2	7,4		7,2	3,1
май	11,5	4,8		7,0	3,0		12,3	5,0		9,0	7,2		7,2	3,1
июн	11,5	4,7		7,0	2,8		12,4	5,1		9,3	7,4		7,4	3,0
июл	11,9	4,9		7,1	2,8		12,5	4,9		9,3	7,4		7,0	2,8
авг 06	12,0	5,2		7,2	2,9		12,6	5,3		9,1	7,2		7,2	3,0
сен 06	12,0	5,0		7,3	3,1		12,3	4,9		9,0	7,2		7,2	2,9
окт 06	11,4	4,4		7,3	3,1		12,4	4,9		9,6	7,5		7,6	3,0
ноя 06	11,8	4,3		7,2	3,0		12,5	5,0		9,1	7,2		7,6	3,1
дек 05	12,0	4,7		7,4	3,0		12,5	5,2		9,0	7,1		7,5	3,2

Таблица 11

Конструкция скважин

Скважи-на	э/колонна	Забой	Перфорация
Ф, мм	Толщи-на стенок, мм	Исскуствен-ный, м	Теку-щий, м	Дата	Интервал	Тип перфора-тора	Плот-ность
						1278-1279,8; 1280,4-1282,4; 1283,6-1286	ПК-105
						1377,4-1378,8; 1380,2-1381,4; 1383-1385,6; 1389-1391,6; 1393-1396	ПК-105
						1436.4-1438.0; 1438.8-1440.4; 1444.4-1450.4	ПК-105
						1451.2-1452.8; 1459.4-1461.2; 1462.0-1464.2; 1468.0-1472.0	ПК-105
						1418.8-1420.4; 1422-1423.2; 1428-1431.6	ПК-105
						1423.2-1424.4; 1428.0-1429.2; 1436.4-1438.4; 1445.6-1447.2; 1449.0-1451.6	ПК-105
						1346.8-1348.0; 1349.0-1350.0; 1352.4-1361.0; 1380.8-1384.0	ПК-105
						1403.0-1405.2; 1412.2-1413.8; 1418.4-1422.8	ПК-105
						1442.8-1445.2; 1453.0-1454.0; 1455.2-1457.6	ПК-105
						1430.8-1433.0; 1435.0-1436.0; 1437.0-1438.0; 1440.8-1446.0	ПК-105

Таблица 12

Физико-химические свойства по скважинам-кандидатам.

Скважина	Рпл, атм	Рзаб, атм	Рнас, атм	Вязкость, мПа·с	Объемный коэффициент	Скин-фактор	Нэф, м	Проницаемость, мД	Плотно-сть нефти. пов.усл., т/м³
				20,87	1,028	25,148	5,2		0,889
				21,30	1,100	23,146	10,0		0,889
				20,01	1,056	25,147	7,4		0,889
				20,90	1,080	24,657	22,2		0,889
				21,80	1,102	26,822	6,6		0,889
				21,89	1,112	25,444	10,0		0,889
				22,34	1,038	20,176	9,0		0,889
				20,08	1,097	26,688	6,6		0,889
				20,84	1,112	26,442	9,8		0,889
				23,41	1,084	25,233	12,0		0,889

2.5.3. Технология проведения гидравлического разрыва пласта

1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.

2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.

3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течении 10 мин.

8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м³ чистой загеленной жидкости разрыва.

10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.

11) Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. /4/.

Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП.

Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.

Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины.

Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то его заменяют или изменяют место посадки.

Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 650 атм, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры. /7/

Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины

Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:

Р_з=Р_г+Б_р,(2.1.)

где: Б_р - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;

Р_г - величина горного давления, определяется по формуле:

Р_г=Н*р*10(ехр-5),(2.2)

где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;

р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м³.

Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле:

Р_у=Р_г+Б_р+Р_тр- Р_{пл ,} (2.3)

где: Р_тр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. .

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров. В процессе ГРП используется следующая техника: специальные насосные агрегаты высокого давления; смеситель(блендер); стан-ция контроля и управления процессом; песковоз; пожарный автомобиль; блок манифольдов; автомобиль для перевозки химреагентов; вакуумная установка.

Схема расстановки наземного оборудования при производстве ГРП

Рис. 11

Схема расположения подземного оборудования

при проведении ГРП на примере скважины 4006.

Рис. 12

2.5.4. Проведение перфорации

При проведении скважинных работ важно не допустить закупорки пер­форационных отверстий. Все операции, которые могут привести к осыпям (цементирование, установка песчаных заглушек, проработка скребком и др.) должны проводиться до перфорирования. Затем жидкости в скважине вытес­няются чистыми жидкостями. Эта операция также проводится до перфориро­вания.

За исключением случаев ограниченной перфорации, ПВР на скважине должно выполняться таким образом, чтобы минимизировать: давления тре­ния в пристволье и риск преждевременного «Стопа» при закачке ГРП, паде­ние давления в призабойной зоне и вынос проппанта при эксплуатации, а также, чтобы обеспечить хорошее перекрытие продуктивной зоны, избежав в то же время контакта трещины с зонами нежелательных флюидов.

Важно, чтобы диаметр перфорационных отверстий соответствовал раз­меру проппанта. Во многих случаях, особенно при осадконакоплениях, реко­мендуется повторное перфорирование до начала ГРП. В отсутствие надеж­ной информации в целях безопасности скважины рекомендуется ПВР с плот­ностью 20 отв/м, фазированием 60 град., с входным диаметром отверстий 12мм.

Длина интервала перфорации может оказать влияние на трещину. Для вертикальных скважин ограничение по интервалу перфорации 15-30 метров. На наклонно-направленных скважинах интервал ПВР должен прогрессивно уменьшаться при нарастании отхода от вертикали. В случае если зенитный угол ствола составляет 45 град и более, рекомендуемый интервал не должен превышать 10 метров. Интервал перфорации должен быть ограничен на сква­жинах с большим отходом и горизонтальных. Меньшие интервалы ПВР сле­дует предусмотреть и в случае жестких пород, а также при неблагоприятной ориентации стрессов в призабойной зоне. Для горизонтальных скважин в ме­ловых породах рекомендуемый интервал перфорации составляет от 0,7 до 2,5 метров, в зависимости от ориентации ствола. В более жестких породах интер­вал ПВР должен быть сокращен до 0,7 м.

На вертикальных скважинах и скв с зенитным углом менее 45 град про­стрел выполняется с фазированием 60 град. При больших углах отхода и на горизонтальных скважинах прострел выполняется с фазированием от 0 до 180 град с ориентацией кровли и подошвы интервала перфорации по вектору силы тяжести. За исключением случаев частичной (ограниченной) перфора­ции плотность ПВР должна быть как минимум 10 отв./м. Как правило, глу­бина отверстий в 100-150 мм является достаточной.

Депрессия на пласт может снизить начальное давление разрыва на 68 атм и, вероятно, даст возможность привлечения к ГРП большей части интер­вала перфорации. Вызов притока перед ГРП имеет такой же эффект. В иных случаях избыточное (репрессия) или сбалансированное давление может быть достаточным. Перфорирование на очень высокой репрессии перед ГРП мо­жет помочь минимизировать проблемы с искривлением каналов, обуслов­ленным некачественными работами ПВР, однако, как правило, не рекомен­дуется.

2.5.5. Дизайн гидравлического разрыва пласта

Традиционно рассматриваемые моменты включают:

Зенитный угол и азимут. В идеальном случае желательно рассматривать в качестве кандидатов для ГРП вертикальные скважины, поскольку отход даже в 15 град ведет к росту давления закачки и риску преждевременного «Стопа», а также к резкому снижению продуктивности после ГРП. Другим вариантом является подбор скважины с отходом, траектория которой находится в плос­кости трещины.

Траектория скважины. Данное обстоятельство критично и при работах с ГНКТ и операциях (ГИС) на кабеле, без исключения требуемых при прове­дении ГРП. Важно, чтобы траектория скважины не ограничивала выполне­ние этих работ.

Расчет проницаемости коллектора. Обычной проблемой, особенно, но, к сожалению, не ограничивающейся разработкой месторождения и интенсифи­кации притока после ГРП является то обстоятельство, что проницаемость коллектора известна лишь в широком диапазоне. Следует предпринять все усилия к исследованию скважины перед ГРП для получения точных (в ра­зумных пределах) значений проницаемости и скина. Какая полудлина и про­водимость трещины должна учитываться при подготовке дизайна? Если не­обходимо рассчитать дизайн ГРП, исходя из соображений максимального дебита, то, грубо говоря, длина трещины рассчитывается по нижней границе проницаемости, а проводимость – по верхней. Это обеспечивает оптимиза­цию параметров трещины с точки зрения дебита, хотя и потребует дополни­тельных затрат из-за большего объема проппанта.

Повторный ГРП может привести к изменениям стрессов породы или росту фильтрации в призабойной зоне, что окажет влияние на будущие ГРП.

Качество цементирования (целостность сцепления). Чаще всего, качеству цементирования не придается той важности, которой оно заслуживает. Каче­ственный цемент в зоне эксплуатационного хвостовика и интервала перфо­рации является обязательным условием для того, чтобы не допустить разви­тия трещины за колонной в нежелательные зоны. Это особенно важно при ГРП вблизи зон контактов или при закачке кислоты перед ГРП.

Данные по соседним скважинам – Соберите данные по ранее выполнен­ным ГРП в районе работ, включая данные по градиенту разрыва по нагнетательным скважинам и испытаниям на гидроразрыв по данным буре­ния. Это послужит хорошей оценкой при расчете давлений ГРП и прочих па­раметров дизайна, таких как фильтрация и время до получения ТСО. При ГРП в районах с естественным трещинообразованием важно обеспечить на­личие понизителей фильтрации, таких как песок с размером частиц 100 меш и/или силикатной муки, для включения в состав жидкости ГРП и мини-ГРП.

Забойные манометры (ЗМ) с работой в реальном времени или записью в блок памяти. При ГРП сложных пластов с необычными стрессами в тектониче­ски-активных зонах или при ГРП в скважинах с большим отходом и горизон­тальных, применение ЗМ с выдачей данных в реальном времени является в высшей мере рекомендуется. Такие ЗМ могут размещаться на колонне ГРП или на НКТ сразу под пакером, с кабелем с другой стороны. Аналогично, если предусматривается сравнительно простой ГРП, например, в приурочен­ном коллекторе с нормальными режимами стрессов, достаточно использо­вать ЗМ с записью данных в блок памяти. Такие ЗМ легко извлекаются через скважинные камеры газлифтной установки, либо в промежутке между мини-ГРП и основным ГРП. Данные ЗМ критичны для оптимизации дизайнов ГРП и оценки работы скважины впоследствии.

Полудлина и проводимость трещины. Обычно рассчитываются, чтобы до­биться максимальной продуктивности с учетом затрат.

Высота трещины. Критичное влияние на успешность ГРП может оказать прогноз развития трещины в высоту на новых скважинах, с возможным про­никновением в нижележащие водоносные или вышележащие газоносные пласты. В низкопродуктивных зонах проблемой может являться чрезмерное увеличе­ние высоты трещины. Использование линейных гелей или сшитой нефти мо­жет быть оптимальным для этих целей.

2.5.6.Заключительные работы

После проведенного гидроразрыва и спада давления из скважины извле­кается подземное оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится промывка ее.

В том случае, если для контроля местоположения трещин и оценки их раскрытия закачивался меченый изотопами материал, производится повтор­ный замер гамма-каротажа. Сопоставление контрольного и проведенного за­меров гамма-каротажа позволяет установить интервалы разрыва, а по вели­чине зернистого «меченого» материала оценивают раскрытие трещин.

Освоение и эксплуатация скважины после процесса в большинстве слу­чаев производятся тем же способом, как и до гидроразрыва.

После установления постоянного отбора жидкости из скважины произ­водится исследование методами установившегося и неустановившегося от­бора для определения коэффициента продуктивности по добывающим или коэффициента приемистости по нагнетательным скважинам и других пара­метров пласта, призабойной зоны скважины. Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после гидроразрыва, следует произво­дить замеры дебита нефти и газа, процента обводненности, количества выно­симого песка и т.д.

Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей эксплуатации ее, помимо замеров дебита нефти и газа, не­обходимо периодически (один раз в квартал) производить исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности. Особенно такие иссле­дования необходимы при значительных изменениях режима работы насосной установки (длины хода, числа качаний, глубины подвески и диаметра насоса) или режимов работы фонтанного или газлифтного подъемников.

2.5.7. Техника для гидравлического разрыва пласта

Смеситель (блендер):

Смеситель монтируется на грузовом автомобиле типа "Kenworth" Т800 6х6 рассчитана на эксплуатацию в диапазоне температур окружающего воздуха от - -40°С до +40 °С.

Смесительная установка характеризуется следующими техническими данными:

- расход жидкости – 7,9 м^З/мин.;

- максимальное давление на выходе – 5,3 атм.;

- максимальная плотность на выходе – 2,4 кг песка на 1 литр;

- максимальный расход сухих химических веществ – 0,074 м^З/мин.;

- максимальный расход жидких химических веществ - 57 л/мин.;

- максимальная подача расклинивающего агента - 7260 кг/мин.

Привод смесительной установки - гидравлический. Привод насоса - от
многоступенчатой коробки передач с гидроприводом от силовой установки на шасси автомобиля. Насос питает гидродвигатели, которые приводят в действие следующие агрегаты:

- всасывающий центробежный насос;

- нагнетательный центробежный насос;

- две системы сухих добавок;

- две системы жидких добавок;

- два шнека для подачи расклинивающего агента;

- один перемешиватель растворов;

- систему шнекового подъема расклинивающего агента.

Смесительная система:

Смесительный бак:

Смесительная система "Stewart & Stevenson" содержит цилиндрический смеситель, построенный на принципе "бак в баке" для обеспечения полного и равномерного смешивания растворов. Чистая жидкость поступает в смесительный бак через всасывающий коллектор и далее проходит в радиальном направлении внутри наружной жидкостной камеры.

Циркулируя в наружной камере, жидкость перетекает через верхнюю радиальную кромку наружной стенки внутренней камеры, во внутреннюю смесительную камеру, смешиваясь с подаваемыми в нее расклинивающими агентами.

Благодаря большой поверхностной зоне наклонных стенок внутренней камеры проппант тщательно увлажняется, не вызывая при этом ненужной аэрации раствора. В нижней части камеры установлен миксер с регулируемой скоростью вращения лопаток, который обеспечивает полное и равномерное смешивание раствора.

Смеситель содержит также систему автоматического регулирования уровня жидкости. В камеру смешивания также подаются химические добавки из соответствующих систем сухих и жидких добавок.

Шнеки для загрузки расклинивающего агента:

В задней части установки монтируются два шнека диаметром 30,5 см с переменной частотой вращения. У основания шнековых транспортеров установлен стальной бункер для загрузки проппанта.

На шнеках смонтированы электрические датчики для регистрации объема и скорости подачи проппанта.

Шнековый транспортер поднимается и опускается в транспортное или рабочее положение. Имеется также механическое блокировочное устройство для фиксации шнеков в установленном гидромеханизмами положении.

Всасывающий насос и коллекторы:

Всасывающий центробежный насос "Mission Magnum" обеспечивает
перекачивание жидкостей с интенсивностью 11 м³/мин, из емкостей в
смесительный бак или к насосным установкам. На всасывающем коллекторе смонтировано девять входных штуцеров диаметром 4" с дроссельным затвором в каждом и соединительным фитингом с внутренней резьбой. Нагнетательная линия соединяется трубопроводами со смесительным баком.

Нагнетательный насос:

Нагнетательный центробежный насос "Mission Magnum" обеспечи-вает перекачивание жидкостей с интенсивностью 11 м^З/мин, из смесите-льного бака, насыщенные проппантом смеси. На нагнетательном коллекторе смонтировано шесть входных штуцеров диаметром 4" с дроссельным клапаном в каждом и соединительным фитингом с внутренней резьбой.

Контрольные приборы (расходомеры и плотномеры):

Между всасывающим коллектором и смесительным баком устанавливается расходомер турбинного типа. Такой же расходомер устанавливается и в нагнетательной магистрали. Там же смонтирован плотномер нуклонного типа 200МСI. Эти приборы оборудуются соответствующими датчиками и электрическими кабелями для соединения этих приборов с суммирующими цифровыми приборами.

Система сухих добавок:

Смеситель оснащен двумя системами сухих добавок с изменяемой
частотой вращения. Для подачи сыпучих химикатов используются шнековые транспортеры с производительностью 0.037 м^З/мин.

Система жидких химических добавок:

Смесительная установка оснащена двумя насосными системами жидких добавок с изменяемой частотой вращения каждая из них оборудована расходомерами в нагнетательной линии с датчиками

Наши рекомендации