По типу используемых при ГРП жидкостей и наполнителей

- водный ГРП

- Проппантный ГРП

- кислотный ГРП

По профилю проводки скважины:

- ГРП в вертикальных скважинах

- ГРП в горизонтальных скважинах

- ГРП в наклонно-направленных скважинах

18. ГРП. Критерии выбора скважин для ГРП

Низкопрониц. Коллектор ( k ≤ 30 мД, μ_н≤ 5мПа*с):

· Эффективная толщина >5м

· Отсутствие в продукции газа из ГШ и законтурной/закачиваемой воды

· Продуктивный пласт отделен от другиз проницаемых пластов непроницаемой перемычкой 10м.

· Скв должна быть удалена от ГНК и ВНК на расстояние, превыщающее расстояние между доб. Скв.

· Накопленный отбор н. по участку не должен превышать 20% от удельных извлек. Запасов

· Расчлененность продуктивного пласта не должна превышать 3 – 5

· Скв должна быть технологически исправна (герметичность ЭК, ЦК выше и ниже перфорации на 50м)

Средне- и высокопроницаемые пласты:

· Начальная продуктивность скв заметно ниже, чем у соседних или полученной по результатам исследований

· Наличие значительно скин-эффекта

·Обводненность продукции ≤ 20%

19. ГРП. Технология проведения ГРП

ГРП состоит из трех принципиальных операций:

1.создание в коллекторе искусственных трещин (или расширение естественных);

2.закачка по НКТ в ПЗС жидкости с наполнителем трещин;

3.продавка жидкости с наполнителем в трещины для их закрепления.

При этих операциях используют три категории жидкостей:

· жидкость разрыва,

· жидкость-песконоситель

· продавочную жидкость.

Рабочие агенты должны удовлетворять следующим требованиям:

1. Не должны уменьшать проницаемость ПЗС. При этом, в зависимости от категории скважины (добывающая; нагнетательная; добывающая, переводимая под нагнетание воды), используются различные по своей природе рабочие жидкости.

2. Контакт рабочих жидкостей с горной породой ПЗС или с пластовыми флюидами не должен вызывать никаких отрицательных физико-химических реакций, за исключением случаев применения специальных рабочих агентов с контролируемым и направленным действием.

3. Не должны содержать значительного количества посторонних механических примесей (т.е. их содержание регламентируется для каждого рабочего агента).

4. При использовании специальных рабочих агентов, например, нефтекислотной эмульсии, продукты химических реакций должны быть полностью растворимыми в продукции пласта и не снижать проницаемости ПЗС.

5. Вязкость используемых рабочих жидкостей должна быть стабильной и иметь низкую температуру застывания в зимнее время (в противном случае процесс ГРП должен проводиться с использованием подогрева).

6. Должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими.

Технология проведения ГРП:

· Подготовка скважины — исследование на приток или приемистость, что позволяет получить данные для оценки давления разрыва, объема жидкости разрыва и других характеристик.

· Промывка скважины — скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов. При необходимости осуществляют декомпрессионную обработку, торпедирование или кислотноевоздействие. При этом рекомендуется использовать насосно-компрессорные трубы диаметром 3-4" (трубы меньшего диаметра нежелательны, т.к. велики потери на трение).

· Закачка жидкости разрыва – создается необходимое для разрыва горной породы давление для образования новых и раскрытия существовавших в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

Жидкости разрыва:

в добывающих скважинах

— дегазированную нефть;

— загущенную нефть, нефтемазутную смесь;

— гидрофобную нефтекислотную эмульсию;

— гидрофобную водонефтяную эмульсию;

— кислотно-керосиновую эмульсию и др.;

в нагнетательных скважинах

— чистую воду;

— водные растворы соляной кислоты;

— загущенную воду (крахмалом, полиакриламидом — ПАА, сульфит-спиртовой бардой — ССБ, карбоксиметилцеллюлозой — КМЦ);

— загущенную соляную кислоту (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ) и др.

При выборе жидкости разрыва необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании (гидрофобизация глин).

Как уже отмечалось, давление разрыва не является постоянной величиной и зависит от ряда факторов.

Повышение забойного давления и достижение величины давления разрыва возможно при опережении скоростью закачки скорости поглощения жидкости пластом.Унизкопроницаемых пород давление разрыва может быть достигнуто при использовании в качестве жидкости разрыва жидкостей невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки. Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости. Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то следует применять большие скорости закачки и высоковязкие жидкости. При этом должна учитываться и толщина продуктивного горизонта (пропластка), определяющая приемистость скважины.

Важным технологическим вопросом является определение момента образования трещины и его признаки. Момент образования трещины в монолитном коллекторе характеризуется изломом на зависимости «объемный расход жидкости закачки — давление закачки» и значительным снижением давления закачки. Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход — давление», но снижения давления закачки не отмечается. В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины.

· Закачка жидкости-песконосителя. Песок или любой другой материал, закачиваемой в трещину, служит наполнителем трещины, являясь, каркасом внутри нее и предотвращает смыкание трещины после снятия (снижения) давления. Жидкость-песконоситель выполняет транспортную функцию. Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.

Указанные требования диктуются условиями эффективного заполнения трещин наполнителем и исключением возможного оседания наполнителя в отдельных элементах транспортной системы (устье, НКТ, забой), а также преждевременной потерей наполнителем подвижности в самой трещине. Низкаяфильтруемость предотвращает фильтрацию жидкости-песконосителя в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале. В противном случае концентрация наполнителя в начале трещины возрастает за счет фильтрации жидкости-песконосителя в стенки трещины, и перенос наполнителя в трещине становится невозможным.

В качестве жидкостей-песконосителей в добывающих скважинах используются вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; гидрофобные водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота и др. В нагнетательных скважинах в качестве жидкостей-песконосителей используютсярастворы ССБ; загущенная соляная кислота; гидрофильные нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт и др.

Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессоры) — растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры и т.п.

· Закачка продавочной жидкости –продавка жидкости-песконосителя до забоя и задавка ее в трещины. С целью предотвращения образования пробок из наполнителя, должно соблюдаться следующее условие:

, (5.30)

где — скорость движения жидкости-песконосителя в колонне НКТ, м/с;

— вязкость жидкости-песконосителя, мПа с.

Как правило, в качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

— кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 +1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

— стеклянные шарики;

— зерна агломерированного боксита;

— полимерные шарики;

— специальный наполнитель — проппант.

Основные требования к наполнителю:

— высокая прочность на сдавливание (смятие);

— геометрически правильная шарообразная форма.

Совершенно очевидно, что наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м3 жидкости-песконосителя.

· После закачки наполнителя в трещины скважина оставляется под давлением. Время выстойки должно быть достаточным, чтобы система (ПЗС) перешла из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель будет прочно зафиксирован в трещине. В противном случае в процессе вызова притока, освоения и эксплуатации скважины наполнитель выносится из трещин в скважину. Если при этом скважина эксплуатируется насосным способом, вынос наполнителя приводит к выходу из строя погружной установки, не говоря об образовании на забое пробок из наполнителя. Вышесказанное является чрезвычайно важным технологическим фактором, пренебрежение которым резко снижает эффективность ГРП вплоть до отрицательного результата.

· Вызов притока, освоение скважины и ее гидродинамическое исследование. Проведение гидродинамического исследования является обязательным элементом технологии, т.к. его результаты служат критерием технологической эффективности процесса.

Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП представлена на рис. 5.5. При проведении ГРП колонна НКТ должна быть запакерована и заякорена.

Важными вопросами при проведении ГРП являются вопросы определения местоположения, пространственной ориентации и размеров трещин. Такие определения должны быть обязательными при производстве ГРП в новых регионах, т.к. позволяют разработать наилучшую технологию процесса. Перечисленные задачи решаются на основе метода наблюдения за изменением интенсивности гамма-излучения из трещины, в которую закачана порция наполнителя, активированная радиоактивным изотопом, например, кобальта, циркония, железа. Сущность данного метода заключается в добавлении к чистому наполнителю определенной порции активированного наполнителя и в проведении гамма-каротажа сразу после образования трещин и закачки в трещины порции активированного наполнителя; сравнивая эти результаты гамма-каротажа, судят о количестве, местоположении, пространственной ориентациии размерах образовавшихся трещин. Указанные исследования выполняются специализированными промыслово-геофизическими организациями.

Рис. 5.5. Принципиальная схема оборудования скважины для проведения ГРП:

1 — продуктивный пласт; 2 — трещина; 3 — хвостовик; 4 — пакер; 5 —якорь; 6 — обсадная колонна; 7 — колонна НКТ; 8 — устьевое оборудование; 9 — жидкость разрыва; 10 — жидкость-песконоситель; 11 — жидкость продавки; 12 — манометр.

Проблемы применения ГРП.ЖОПА там, где рядом с продуктивным пластом находятся пласты, содержащие воду. Это могут быть водоносные пласты, если подошвенная вода. Кроме того, рядом с обработанным пластом могут быть пласты, которые заводнены.

Образующиеся при ГРП вертикальные трещины в подобных случаях создают гидродинамическую связь скважины с водоносной зоной. В большинстве случаев водоносная зона имеет большую проницаемость по сравнению с продуктивным пластом, где проводят ГРП. Именно поэтому ГРП может приводить к полному обводнению скважин. На старых месторождениях многие скважины находятся в аварийном состоянии. Проведение ГРП в подобных условиях приводят к разрыву эксплутационной колонны. Теоретически в подобных скважинах для защиты колонны используют пакер, но из-за вмятин на колонне и коррозии именно в подобных скважинах пакер свою роль не выполняет. Кроме того из-за ГРП может разрушаться цементный камень.

При ГРП трещины создаются в пропластках с различной проницаемостью, но очень часто разорвать высокопроницаемый пропластоклегче чем низкопроницаемый. В пропластке с большей проницаемостью трещина может быть более протяженной. При таком варианте после ГРП дебит скважины по нефти увеличивается, но увеличивается обводненность, если скважина была обводнена. Именно поэтому, до и после ГРП необходимо проводить анализ добываемой воды, чтобы узнать откуда в скважине появилась вода.

При ГРП, как и при любых методах интенсификации всегда встает вопрос о компенсации больших отборов закачкой.

20. ГРП. Применяемые в процессе технологические агенты

Жидкости разрыва.

ЖР – рабочий агент, закачкой которого создается необходимое для разрыва ГП давление для образования новых и раскрытия существующих в ПЗС трещин. В зависимости от свойств ПЗС и других параметров используют либо фильтрующиеся, либо слабофильтрующиеся жидкости.

В добывающих скважинах используют:

· - дегазированную нефть

· - загущенную нефть, нефтемазутную смесь

· - гидрофобную нефтекислотную эмульсию

· - гидрофобную водонефтяную эмульсию

· - кислотно-керосиновую эмульсию и др.

В нагнетательных скважинах используют:

· - чистую воду

· - водные растворы соляной кислоты

· - загущенную воду (крахмалом, ПАА, ССБ, КМЦ)

· - загущенную соляную кислоту

При выборе ЖР необходимо учитывать и предотвращать набухаемость глин, вводя в нее химические реагенты, стабилизирующие глинистые частицы при смачивании.

Жидкость разрыва должна деструктурироваться под действием пластовых вод.

Проппанты.

В качестве наполнителя трещин могут использоваться:

— кварцевый отсортированный песок с диаметром песчинок 0,5 +1,2 мм, который имеет плотность около 2600 кг/м3. Так как плотность песка существенно больше плотности жидкости-песконосителя, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки;

— стеклянные шарики;

— зерна агломерированного боксита;

— полимерные шарики;

— специальный наполнитель — проппант.

Основные требования к наполнителю:

— высокая прочность на сдавливание (смятие);

— геометрически правильная шарообразная форма.

Наполнитель должен быть инертным по отношению к продукции пласта и длительное время не изменять своих свойств. Практически установлено, что концентрация наполнителя изменяется от 200 до 300 кг на 1 м³ жидкости-песконосителя.

+ на след.стр.

Проппант обладает наилучшими свойствами, особенно по сравнению с кварцевым песком; но и отличается сравнительно высокой стоимостью.

Жидкости-песконосители в добывающих скважинах:

· вязкие жидкости или нефти, желательно со структурными свойствами;

· нефтемазутные смеси;

· гидрофобные водонефтяные эмульсии;

· загущенная соляная кислота и др.

В нагнетательных скважинах

· растворы ССБ;

· загущенная соляная кислота;

· гидрофильные нефтеводяные эмульсии;

· крахмально-щелочные растворы;

· нейтрализованный черный контакт (НЧК) и др.

Основными требованиями к жидкости-песконосителю являются высокая пескоудерживающая способность и низкая фильтруемость.

В качестве продавочных используются жидкости с минимальной вязкостью. В добывающих скважинах часто используют собственную дегазированную нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой); в нагнетательных скважинах используется вода, как правило, подтоварная.

21. ГРП. Жидкости разрыва и жидкости-песконосители.

ЖР:

1) Водные р-ры полимеров: гуаровая смола, гидроксидпропилгуар, кантоновые смолы, карбоксиметилцеллюлоза). Могут сшиваться поперечными связями (бором, цирконием, хромом и др)

2) Прямые и обратные эмульсии (Э):УВ фаза – г/к, пласт.н., ДТ, керосин. Вода – пресная, пластовая, минеральная. Впервые начали применять гидрофобные Э. на основе н., их использование было ограничено большими потерями давления при движении по трубам. С 70ых – гидрофильные Э. В них 1/3 гелирующего агента, ПАВ и др. добавок, 2/3 – н. Гидрофильная Э. имеет низкую фильтрато-отдачу и хорошо транспортирует проппант.

3) Загущенные УВ иструктурированные УВ-гели на основе г\к, н, керосина, ДТ.

4) Загущенный спирт– метанол (до 25%, остальное – водный р-р гуаровой смолы, иначе гуар – в осадок) «+»: низкое пов. натяжение, взаиморастворимость с водой, удаление водяных блокад

5) Загущенная углекислота. При понижении Р – в газ. Может частично растворять скелет, уменьшить μ_н

6) Загущенный HCl

7) Кислотные гели для ГРП

8) Нефтекислотные Э.

9) Устойчивые пены на водной основе Жид.фаза – р-р гуара, газ N₂, CO₂.

10) УВ пены,загущенные полимерами. Пены используют при АНПД.

Добавки:

Биоциды –для исключения поверхностных деструкций полимеров в емкостях, для подавления деятельности анаэробных бактерий в пласте.

Деструкторы – способствуют контролируемой деструкции вязкой жид-ти разрыва до жидкого флюида. Зависят от температуры

Буферные агенты – регулируют рН (бикарбонат Na, кальцинированная сода, фумаровая к-та). Гарантируют разрушение ЖР.

ПАВ –снижают вероятность образования осадков, Э., и обратной водяной блокады. Тип и конц. зависят от св-в пласта.

Стабилизаторыглин–снижение закупорки пласта набухающими глинами (KCl)

Понизителифильтратоотдачи –жидкость должна рвать пласт, а не поступать в него (водный р-р окислов Si)

Термостабилизаторы –тиосульфат Na, метанол

Отклоняющие агенты –предотвращение проникновения жид-ти разрыва в наиб.прониц. зону. (карб. крошка, бентонитовые глины)

22. ГРП. Наполнители трещин (пески и проппанты).

Основные наполнители: кварцевый песок, проппант.

Главныехар-ки, влияющие на проводимость трещин:

· Прочность проппанта

· Размер гранул

· Гранулометрический состав

· Кач-во проппанта (примеси, растворимость в кислотах)

· Форма (сферичность – приближение к сфере, округлость – относительная угловатость частиц. От них зависит ρ паковки проп в трещине, ее фильтрац. сопротивл, степень разруш. гранул по дейтвиегорного Р)

· Плотность

Основной наполнитель – кварц песок, ρ = 2650. Применяются: напряжение сжатия ≤ 40 Мпа, глубина ≤ 2.5 км

Среднепрочные керамические проп.: ρ от 2.7 до 3.3, напряжение сжатия до 69 Мпа, глубина до 3.5 км

Сверхпрочные проп.:спеченый боксит или окись циркония, ρ = 3.2 – 3.8, напряжение сжатия до 100 МПа, очень дорогие, но эффективные.

Прочность проп. – основнойкрит. При подборе т.к. обеспечиваеи лучшую проводимость.

Суперпесок – кварцевый песк, зерна которого покрыты спец. Смолами, повыщающими прочность и препятсвующими выносу частиц раскрошившегося проп. из трещины. Смола вулканизируется в конце обработки и связывает частицы проп, устойчивая матрица высокой проводимости.

Меш – кол-во отверстий в фильтрационной решетке 1 кв. дюйм.

20/40, 40/70, 12/20…Чем больше номер, тем меньше отверстия. Чем крупнее гранулы, тем большей проницаемостью обладает упаковка проп. в трещине.

Жопа – перенос проп. в трещине, может оседать, зависит отρ. Надо юзатьвысоковязские жид-ти для переноса. С увеличением размера гранулы снижается ее прочность. Если коллектор дерьмово сцементирован – мелкая херня будет засорять крупные дыры в проп.

23. Мини-ГРП как предварительный этап ГРП

Мини-гидроразрыв пласта (DataFrac, пробный гидроразрыв) выполняется с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м³ под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных данных определяются:

· эффективность жидкости разрыва,

· механические свойства породы,

· распределение напряжений в пласте

· эффективное давление разрыва,

· давление смыкания трещины,

· выбирается модель развития трещины,

· рассчитываются геометрические размеры трещины.

· корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации)

Имеются специальные приборы для определения высоты и азимута трещины. Затем с использованием специальных программ с учетом цели ГРП осуществляется «дизайн» трещины.

Мини-ГРП может быть как с проппантом, так и без. Иногда для оценки качества выполнения ГРП проводится дополнительный мини-ГРП после основного.

Предварительно выполняемый в скважине мини-ГРП позволяет получить достоверную информацию лишь о небольшом участке пласта, поэтому риск возникновения гидравлической связи трещины с водонасыщенными горизонтами достаточно высок.

Исходя из его названия – DataFrac – нетрудно догадаться, что он предназначен для сбора инфы о пласте. Растекаться мыслью по древу можно сколь угодно долго, но суть мини-грп излагается в одной фразе.

24. Кислотный гидравлический разрыв пласта. Газодинамический разрыв пласта

Технология газодинамического разрыва пласта (ГДРП) с использованием горюче-окислительных составов по сути своей отличается от ГРП меньшей продолжительностью динамического воздействия на пласт и возможностью регулирования величины этого воздействия. Горюче-окислительный состав (ГОС) включает в себя минеральный окислитель, органическое горючее и общий растворитель. Все эти компоненты экологически безвредны, пожаробезопасны и выпускаются промышленностью. При сгорании ГОС не образуется твердых веществ. Технология ГДРП предусматривает закачивание и сжигание в скважине, в зоне продуктивного пласта, жидких ГОС с целью формирования в пласте одной или нескольких протяженных трещин под действием высокого давления газообразных продуктов, возникающих при срабатывании порохового генератора давления (ПГД) и сгорании ГОС. Воспламенение ГОС в скважине осуществляется пороховым генератором давления (ПГД), который спускается в скважину через НКТ на геофизическом кабеле.

В результате пласт подвергается механическому, термическому и физико- химическому воздействиям. Основное влияние на пласт оказывает механическоевоздействие. Оно осуществляется в три этапа.

На первом этапе в результате срабатывания генератора образуется импульс, характеризующийся крутым фронтом нарастания давления, высокой амплитудой и малым временем действия (доли секунды). Необходимо количество пороховых шашек подбирать таким образом, чтобы величина развиваемого давления превосходила давление разрыва пласта. В этом случае пороховой генератор не только воспламеняет ГОС, но и способствует образованию в пласте сетки начальных трещин в намеченном интервале.

На втором этапе происходит сгорание ГОС, что приводит к образованию импульса, характеризующегося длительным временем действия и амплитудой давления, достаточной для разрыва пласта и увеличения размеров трещин, образовавшихся при сгорании генератора.

Третий этап характеризуется циклическими воздействиями колеблющегося столба скважинной жидкости, обеспечивающими очистку трещин и перфорационных каналов от песчано-глинистых частиц, углеводородных отложений и продуктов химических реакций. При импульсном воздействии давления скважинная жидкость проникает в пласт не путем фильтрации через пористую среду, а в основном по естественным и вновь образованным трещинам, как "клин" расширяя и распространяя их вглубь пласта.

+на след.стр.

Методология проведения процесса соляно-кислотного разрыва:

Этап 1. На этом этапе нагнетается соляно-кислотный раствор с целью обработки всего продуктивного разреза скважины, раскрытого фильтром, его очистка от продуктов, способных вызывать кальматацию и создание системы сообщающихся трещин в наиболее проницаемых продуктивных интервалах.

Этап 2. На втором этапе нагнетается загущенный полимером соляно-кислотный раствор, который увеличивает площадь сечения трещин, созданных на 1-м этапе. Высокая вязкость этой рабочей жидкости позволяет увеличить забойное давление при развитии основной трещины, а за счет замедления скорости реакции соляной кислоты с породой (скорость растворения карбонатов снижается в 30-40 раз в присутствии полимера), происходит образование разветвленной системы трещин в пласте с последующим растворением их стенок.

При проектном объеме и режимах закачки загущенного соляно-кислотного раствора длина смоделированной трещины должна составить 100-120 метров.

Этап 4. Нагнетание пластовой воды с ПАВ производится с целью вытеснения кислотного раствора из скважины в пласт и растворения продуктов реакции. Эта рабочая жидкость размывает продукты реакции, образовавшиеся в трещинах, значительно уменьшает их концентрацию, а содержащийся в ней ПАВ, снижает трение о стенки трещин и капилляров. Это в свою очередь, предотвращает кальматацию образовавшихся трещин нерастворимыми частицами скелета породы, особенно в непосредственной близости к зоне дренирования ствола скважины.

Этап 5. После проведения СКР освоение скважины при помощи установки Coiltubing осуществлялось с медленным снижением забойного давления и отбором жидкости из пласта при минимально возможных депрессиях.

25. Горизонтальные скважины как средство интенсификации добычи нефти. Проведение боковых стволов в вертикальных скважинах

Разработка залежей горизонтальными скважинами имеет ряд преимуществ над разработкой вертикальными, особенно малорентабельных месторождений.

Разработка залежей горизонтальными скважинами сопровождается:

·- увеличением площади дренирования

·- увеличением коэффициента охвата пласта воздействием

·- повышение продуктивности (приемистости) скважин

·- уменьшение возможности вязкостного языкообразования и конусообразования для воды и пара

·- понижением депрессии на пласт при одних и тех же темпах отбора, что приводит к уменьшению добычи воды и газа

·- извлечением наибольшего объема нефти в короткие сроки в трещиноватых коллекторах при бурении перпендикулярно к ориентации системы трещин

·- увеличение нефтеотдачи в 2-3 раза в низкопроницаемых, в тонких нефтяных пластах с газовой шапкой

·- повышением отбора извлекаемых запасов в высокопроницаемых коллекторах

Технологическая и экономическая эффективность разработки залежи горизонтальными скважинами зависит от:

·- активности проявления водонапорного и газонапорного режимов;

·-вязкости нефти

·-соотношения подвижностей для воды и нефти

·- относительных проницаемостей нефти, воды, газа

·-трещиноватости (и направления трещин)

·- расчлененности пласта (и наличия прослоев глин)

·- абсолютной проницаемости по вертикали ипо простиранию

Основное достоинство горизонтальных скважин – высокий дебит. Он должен быть высоким, чтоб оправдать затраты на горизонтальную скважину. Горизонтальная скважина примерно в 2 раза дороже вертикальной. К недостаткам разработки нефтяных месторождений с использованием гор.скважин относятся:

- высокая стоимость разработки и эксплуатации

- трудо- и наукоемкостьберния и заканчивания скважин

- сложности при ГИС, перфорации и ОПЗС

-снижение коэффициента охвата пласта по мощности при высокой расчлененности

-трудности восстановления естественной проницаемости ПЗС при проявлении скин-эффекта. +на след.стр.

Существуют технологии для такого рода осложнений. Это бурение многоствольных горизонтальных скважин, ГРП в гориз.скважинах, увеличение длины хвостовика. Если длина хвостовика близка к половине расстояния между нагнетательной и добывающей скважиной, то коэффициент охвата по площади стремится к 1.

В трещиноватых коллекторах с высокой проницаемостью трещин очевидных преимуществ горизонтальных скважин над вертикальными ожидать не приходится. Горизонтальные скважины обеспечивают высокуюнефтеотдачу при реализации рядных СРС, а также в случае приконтурного заводнения.

Основным критерием размещения горизонтальных стволов скважин является предварительное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, нефтенасыщенности и степени выработанности запасов. Во внимание принимают целый ряд обстоятельств:

- наличие слаборазобщенных подошвенных вод

- близость ВНК

- наличие верхних вод и газ.шапок

- коллекторские свойства пласта

- градиент давления внутри залежи

- текущаяобводненность продукции близлежащих скважин

- проницаемость и трещиноватостьпропластков

Особое значение при этом уделяется анизотропии пласта по проницаемости, т.е. отношение вертикальной проницаемости к горизонтальной.

1. в продуктивных пластах небольшой толщины (5-12 м) целесообразно проводку гор.участка ствола осуществлять в средней по толщине части пласта параллельно кровле или подошве. То же самое можно рекомендовать для монолитного однородного пласта.

2. для пласта значительной толщины с преимущественно вертикальной трещиноватостью и подстилаемого подошвенной водой гориз. участок располагают не в средней части, а ближе к кровле продуктивного пласта.

Благодаря большой площади фильтрации, такие скв.эксплутируетсяс небольшими депрессиями для предупреждения прорыва.

26. Методы глубокой перфорации пласта. Преследуемые цели

Глубокая перфорация с глубиной 50-100 см может применяться для включения в полноценную работу скважин, призабойная зона которых засорена при бурении, цементировании или другом засорении. Также применяется в пластах с низкой и ультранизкой проницаемостью для увеличения дебита. В некоторых случаях добыча из низкопроницаемых коллекторов практически невозможна без применения глубокопроникающей перфорации или ГРП.

Благодаря этому уменьшаются фильтрационные сопротивления, возрастает дебит (интенсификация добычи), а в некоторых случаях это является почти единственным способом полноценно вести добычу (увеличение нефтеотдачи).

Глубокую перфорацию или ГРП советуют проводить на тех скважинах, где после будет поддерживаться забойное давление равное или выше давления насыщения, иначе положительный эффект будет кратковременным, а после может быть даже хуже, произойдет еще бОльшее засорение ПЗС, дебиты упадут еще ниже. То есть, следует сначала обустраивать все под ППД, а только затем проводить глубокую перфорацию или ГРП.

Вскрытие перфобуром

Проводится при заканчивании строительства скважин или их капитальном ремонте. Перфоратор (по сути маленькое долото) вращается с помощью заб винтового двигателя, приводящиегося в движение нагнетаемым рабочим агентом по гибким трубам. Возможно разбуривание до 4-х горизонтальных спиралеобразных каналов длиной 5-40 м и диаметром 30-50 мм (вид сверху как «ϭ» - до 4 ответвлений)

Радиальное бурение

Сверло идет по гибким трубам, в идеале перфорирует канал перпендикулярно оси скважины. Возможен вариант использования вместо простой промывочной жидкости кислоты – дополнительная обработка пласта. Диаметр до 50мм и длина до 100м.

Щелевая перфорация

Гидромеханическая щелевая перфорация. Спускается перфоратор на НКТ, в корпусе которого закреплены два режущих диска или фрезы, которые при повышении давления внутри корпуса выше 10 атм начинают вращаться и выходить из корпуса, образуя длинную щель шириной 1см. Диск выходит за колонну на 21 мм. После посредством форсунок нагнетается рабочая жидкость под давлением 150 атм и размывается каверна (размер размытой зоны – 0,5 – 1м). Площадь вскрытия такого метода 210см2 на 1 м.

4) Гидропескоструйная перфорация – образующиеся каналы проходят через колонну труб, цементное кольцо и углубляются в породу под действием кинетической энергии потока жидкости с песком, сформированного в насадках. Гидропескоструйная перфорация является высокоэффективным средством сообщения ствола скважины с продуктивным объектом, так как при этом, по сравнению с другими видами перфорации, улучшается характер вскрытия пласта.

Каналы, образованные вследствие действия кинетической энергии сформированного в насадках потока жидкости с песком имеют длину 10 –30 см и поверхность фильтрации 200 – 500 см².

27. Тепловое поле пласта. Техногенное влияние на тепловое поле пласта

Температурный режим в пластах-коллекторах определяется следующими факторами:

1. Естественным геотермическим полем горных пород.

2. Термогидродинамическими эффектами, связанными с фазовыми

переходами, дросселированием, адиабатическим расширением флюида.

3. Искусственным тепловым воздействием на пласт - нагнетанием воды, закачкой пара, окислительными реакциями в пласте.

При тепловых методах воздействия основное влияние на температурный режим пласта оказывает последний фактор. Влияние первых двух, по сравнению с ним незначительно, поэтому интенсивность теплообменных процессов в пласте и их масштабы будут зависеть от технологии термического воздействия и теплофизических свойств коллекторов и фильтрующихся жидкостей. Для пластов-коллекторов характерным является одновременный перенос тепловой энергии и вещества, т.е. тепло и массоперенос.

Теплофизические характеристики горных пород влияют на распределение температурных полей в продуктивных пластах и теплообмен с горными породами. Они зависят от минерального состава, плотности и пористости и нефтеводогазонасыщенности.

Теплопередача в пластах слагается из теплопроводности через твердый пористый скелет, теплопроводности и конвекции через поры, а также излучения тепла между стенками пор. Передача тепловой энергии одновременно всеми этими способами характеризуется коэффициентом теплопроводности коллектора.

Перенос тепла в пластовых условиях происходит в результате движения жидких фаз и кондуктивной теплопроводности. Если фильтрация отсутствует, то поток тепла будет пропорционален градиенту температуры.

При тепловых методах воздействия на пласт основную роль в переносе тепла играет тепло и массоперенос. Следует отметить, что в зависимости от вязкости вытесняемых углеводородов, соотношение между способами переноса тепла будет меняться. Для легких подвижных нефтей главное значение имеет движение жидких фаз, для вязких нефтей и битумов соотношение конвекции и теплопроводности будет примерно одинаковым. Передача тепла через кровлю продуктивного пласта в вышележащие породы будет определяться только градиентом температуры, т.к. фильтрация флюидов в данном направлении отсутствует.

После прекращения нагнетания тепла в пласт техногенное тепловое поле сохраняется достаточно долго, от нескольких месяцев до нескольких лет, в завис