Гидравлический разрыв пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование ГРП. Технические средства. Пути повышения эффективности ГРП

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны путем расчленения породы пласта или расширения естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающем местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1.5-2 раза гидростатические давление. Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

После ГРП, закачанная рабочая жидкость, частично профильтровываясь в пласт, извлекается из трещин, песок или иной расклинивающий трещину материал остается в ней, удерживая поверхности трещин от смыкания под действием горного давления. Таким образом, вблизи скважины создают трещину - высоко проводящий канал, в который поступают нефть и газ из зон пласта, связанных с этим каналом. Производительность скважин после ГРП обычно возрастает в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта применяется: для увеличения продуктивности нефтяных скважин, для увеличения приемистости нагнетательных скважин, для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважины, для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий: скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти, скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора, скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих, скважины с загрязненной призабойной зоной, скважины с высоким газовым фактором, нагнетательные скважины с низкой приемистостью, нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.Разрыв пласта не рекомендуется проводить: в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности, в скважинах, технически неисправных.

Эффективность процесса ГРП в основном зависит от параметров образовавшихся трещин и продуктивности зон, ими вскрытых. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается: наибольшей шириной, создаваемых в пласте трещин, распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины, создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

По направлению трещин различают горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пластов. В зависимости от технологической схемы осуществления процесса ГРП, можно подразделить на: однократный, многократный.

Кроме того, различают гидравлический разрыв пластов с магнием, гидравлический разрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией, многоэтапный разрыв кислотой и др.

Очень часто проницаемость нефтяного пласта по мощности оказывается в 5-6 раз меньше, чем проницаемость его по простиранию. В таких случаях для увеличения притока к забою эксплуатационных скважин и повышения приемистости нагнетательных скважин создают вертикальные трещины продуктивного пласта и одновременно углубляют по его простиранию (горизонтально). Теория показывает, что вертикальные трещины по мощности образуются при нагнетании абсолютно нефильтрующейся жидкости разрыва в малопроницаемые пласты. Для создания вертикальных трещин требуются меньшие давления, чем для образования горизонтальных.

Многократный или поинтервальный разрыв пласта заключается в поочередном создании нескольких трещин в мощных, расчлененных продуктивных пластах, находящихся в фильтровой зоне скважине. Для получения многократного разрыва (несколько трещин по всей мощности пласта, вскрытого перфорацией) используются различные закупоривающие вещества: нефтенат кальция, полуэбонитовые упругие шарики и др. В процессе проведения гидроразрыва эти вещества производят последовательную закупорку трещин или перфорационных отверстий, а после образования и крепления трещин растворяются или удаляются продукцией скважины.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм (89 - 114 мм), по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Процесс разрыва начинается с установления зависимости приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. На практике такая зависимость определяется следующим образом. Включается в работу на первой или второй скорости один из насосных агрегатов, и закачивается в скважину жидкость разрыва до тех пор, пока не установится давление на устье. Обычно для этого требуется 10-15 мин. Измеряются давление и расход жидкости. Затем темп нагнетания увеличивается, измеряется новый расход жидкости и также фиксируется давление.Таким образом, путем увеличения темпов нагнетания жидкости снимается зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяются момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчаножидкостной смеси. Типовой график такой зависимости приведен на рисунке. Если коэффициент приемистости, т. е. отношение расхода жидкости к давлению нагнетания, при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае, когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей минимальной фильтруемостью. Операции по определению зависимости приемистости от давления нагнетания для новой жидкости разрыва осуществляются в вышеуказанной последовательности. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3-4 м³ слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчаножидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

В качестве рабочего агента при гидравлическом разрыве пласта используются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами.

Эти жидкости по назначению делят на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочную жидкость. Название каждой из жидкостей соответствует ее целевому назначению - выполняемой операции. Рабочие жидкости всех трех категорий должны удовлетворять следующим общим требованиям.

1. При фильтрации жидкостей с углеводородной основой (нефть, керосин, соляровое масло, эмульсии типа вода в масле и т.д.) через водонасыщенные породы фазовая проницаемость последних для воды существенно снижается. Точно также снижается фазовая проницаемость нефтенасыщенных пород для углеводородных жидкостей после фильтрации через них жидкостей с водной основой. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах применяют жидкости с углеводородной основой, а в нагнетательных - с водной.

Исключением из этого правила являются: а) нефтяные скважины с пластами, представленные карбонатными породами, где в качестве рабочих жидкостей при гидроразрыве могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе; б) нефтяные скважины, предназначенные для перевода в нагнетательные, где при гидравлическом разрыве пласта могут быть использованы жидкости на водной основе.

2. Содержание большого количества механических примесей в рабочих жидкостях может привести к снижению эффекта от применения гидроразрыва, поэтому, рабочие жидкости для ГРП не должны содержать механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породами не должны образовывать нерастворимых осадков.

3. Рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород. При этом предпочтение должно быть отдано рабочим жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях.

4. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса гидроразрыва.

Назначение каждой из вышеперечисленных категорий рабочих жидкостей и требования к ним следующие.

Жидкость разрыва является тем рабочим агентом, нагнетание которого в обрабатываемом пласте создается давление разрыва, т.е. давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или вскрытие (расслоение) уже существовавших естественных трещин. К жидкостям разрыва предъявляются следующие дополнительные требования: а) для образования трещин в пласте представленном породами различной проницаемости, при различной степени трещиноватости необходимо располагать жидкостями разрыва вязкостью 300 мПа*с и выше; б) при разрыве ненарушенных пластов, лишенных естественной трещиноватости, жидкость разрыва должна обладать хорошей фильтруемостью через пористую среду.

Жидкость-песконоситель - это жидкость, используемая для подачи песка с поверхности в полученные трещины. В качестве жидкости разрыва и жидкостей-носителей расклинивающего материала (песка и др.) для ГРП в нефтяных скважинах применяют собственную дегазированную нефть, нефте-мазутные и другие смеси, гидрофобные водо-нефтяные эмульсии, загущенную соляную кислоту и др. В нагнетательных же скважинах, в качестве жидкости разрыва используют нагнетаемую воду, водные растворы соляной кислоты, гидрофильные нефте-водные эмульсии и др.

К жидкости-песконосителю предъявляются следующие требования: а) должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной быстро снижающейся фильтруемостью; б) должна иметь высокую пескоудерживающую способность. Как первое, так и второе требования необходимы для обеспечения условий надежного закрепления и развития созданных трещин.

Свойства жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей определяют как в стационарных лабораторных условиях, так и в передвижной лаборатории в процессе ГРП.

Размер песчинок расклинивающего материала составляет 0.4 - 1.2 мм. Такой песок испытывают в лабораторных условиях на прочность и вдавливаемость в поверхность горных пород, в которых образуется трещина, а также на остаточную проницаемость (проницаемость после сдавливания песка под прессом, имитирующим действие горного давления). Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: а) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; б) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок. В случаях высокого горного давления или непрочной поверхности горных пород, в которых образуется трещина, применяют искусственный керамический или иной расклинивающий материал.

Продавочная жидкость - это жидкость, применяемая для продавки в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и в созданные трещины - смеси жидкости-песконосителя с песком. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Практически повсеместно, в качестве продавочной жидкости при ГРП в нагнетательных скважинах применяют нагнетаемую воду, а в нефтяных - собственную дегазированную нефть.

Кроме указанных выше, при ГРП используют также антикоррозийные жидкости, вещества, предотвращающие размножение бактерий в пласте, поверхностно-активные вещества, кислоты и др.

Современное проектирование ГРП состоит из двух принципиально различающихся частей.

В первой части проектирования устанавливают цель ГРП, определяют скважины, пласты и пропластки для ГРП, а также рассчитывают размеры (длину, ширину) трещин, которые нужно образовать. Обычно эту часть проектирования ГРП выполняет предприятие или его отдел (геологический, разработки, повышения нефтеотдачи) , ведущие разработку месторождений или какого-то объекта. По заказу предприятие проектирование может быть, также, поручено научно-исследовательской организации.

Вторая часть проектирования связана непосредственно с выбором параметров ГРП обеспечивающих в выбранных скважинах такие темпы закачки и объемы закачанных в трещины жидкостей и песка, которые позволяют создать в пласте трещины с размерами и пропускной способностью, запроектированной в первой части. Эта часть проектирования состоит в расчетах процесса образования трещины заполнения и закрепления ее песком. Во второй части проектирования ГРП выбирают также эффективные жидкости разрыва с соответствующими свойствами и песок (расклинивающий материал). Вторую часть проектирования ГРП выполняет обслуживающая ("сервисная") фирма, которая обычно и осуществляет операцию ГРП.

В полный комплект оборудования для гидравлического разрыва пластов входят насосный и пескосмесительный агрегаты, автомотоцистерна, блок манифольд и арматура устья.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Для осуществления гидроразрыва могут применяться: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

10. ПАВ - это органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также спирты, фенолы, жирные кислоты, и их щелочные соли - мыла и синтетические жирозаменители, моющие вещества.

Метод заводнения пластов растворами ПАВ один из средств увеличения нефтеотдачи пластов.

Заводнение растворами ПАВ. Увеличение нефтеотдачи пла­ста при этом методе обеспечивается в результате снижения поверхностного натяжения на границах «нефть—вытесняющая жидкость» и «нефть—порода». Однако этот метод не рекомендуется приме­нять при высокой вязкости нефти (более 50 мПа-с).

Преимущество метода заводнения растворами ПАВ заключа­ется в том, что для его реализации не требуется существенная реконструкция в системе поддержания пластового давления. Она дополняется узлом затворения ПАВ и насосами для дозирования раствора перед подачей его в скважины. Добавление к воде ПАВ улучшает нефтевытесняющие свойства воды при увеличении фазовой проницаемости породы для нефти. Отрыв нефти от породы обусловливается адсорбцией ПАВ на породе. По мере адсорбции ПАВ на породе водный раствор в процессе движения в глубь пласта обедняется химическими реагентами, что приводит к образованию непосредственно на контакте нефти и вытесняющего раствора вала неактивной воды. Закачка раст­воров ПАВ в неоднородные пласты может снижать эффектив­ность проявления капиллярных сил, удерживающих нефть в мелких порах. Таким образом, в пластах при закачке водных растворов ПАВ могут протекать два противоположных процес­са: с одной стороны, процесс направленный на отмыв нефти, с другой—на удержание нефти за счет капиллярных сил. Соот­ношение между этими процессами определяет конечную нефте-отдачу, которая обычно не превышает 10%.

Эффективность заводнения растворами ПАВ резко снижает­ся с увеличением обводненности пласта. Поэтому предпочтитель­нее применение метода с самого начала заводнения пласта. Также выявлено, что адсорбция ПАВ (например ОП-10) на поверхности породы существенно снижает эффективность про­цесса. Повышение эффективности использования этого метода заводнения связывается с поиском новых ПАВ.

7. физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;

Вытеснение нефти водными расстворами полимеров. Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для зялежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа * с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторв – более 0,1 мкм² . Благоприятны залежи с относсительно однородлным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ. Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10 . Судя по эксплуатационным данным , добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды : снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью , уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа * с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм², температуре пласта до 70º С.

В настоящее время возможностей прироста коэффициентаизвлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5 %.

Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкойоторочкой буферной жидкости – раствора полимера , а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора : легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти , мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем , что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура . Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм² . Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа *с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-90 º С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Закачка воздуха в пласт. Метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов) (Рис. 6).
К преимуществам метода можно отнести:
• использование недорого агента – воздуха;
• использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70°С) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента.

Быстрое инициирование активных внутрипластовых окислительных процессов является одним из важнейших следствий использования энергетики пласта для организации закачки воздуха на месторождениях легкой нефти. Интенсивность окислительных реакций довольно быстро возрастает с увеличением температуры.
Воздействие на пласт двуокисью углерода. Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота Н2CO3 растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.
Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.
При растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.
Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO2. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.
При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO2 двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО2. Если СО2нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.
Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов.
Воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др. Метод основан на горении твердых порохов в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает тепловое воздействие с механическим и химическим, а именно:
а) образующиеся газы горения под давлением (до 100 МПа) вытесняют из ствола в пласт жидкость, которая расширяет естественные и создает новые трещины;
б) нагретые (180–250°С) пороховые газы, проникая в пласт, расплавляют парафин, смолы и асфальтены;
в) газообразные продукты горения состоят в основном из хлористого водорода и углекислого газа; хлористый водород при наличии воды образует слабоконцентрированный солянокислотный раствор. Углекислый газ, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость, поверхностное натяжение и увеличивает продуктивность скважины.