Технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ 
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ КОЛЛЕДЖ ИМЕНИ Ю.Г. ЭРВЬЕ

Допущено к защите

Зам. директора по УМР

____________Е.В. Петрова

«____»_____________2014 г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

НА ТЕМУ

Технология направленного гидроразрыва пласта на  Солкинском месторождении

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Выполнил:

_____________ Д.А. Токарев

ГруппаБСт 11-(11)

Специальность130003 Бурение нефтяных и газовых скважин

Руководитель:

____________ А.В. Кед

2014 

Распространенной и успешной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, является технология гидравлического разрыва пласта (ГРП).

В частности для интенсификации притока нефти к забою скважин применяют гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты – многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.

Актуальность темы обусловлена тем, что в мировой практике газонефтедобычи для интенсификации притока флюидов в скважинах, вскрывающих низкопроницаемые продуктивныепласты,  распространение получил способ направленного гидравлического разрыва пласта (ГРП). При его проведении в призабойной зоне пласта (ПЗП) образуется разветвленная система дренирования за счет раскрытия естественных микротрещин и создания вертикальной трещины большой протяженности.

Цель дипломного проекта: Выявить особенности технологии направленного гидроразрыва пласта.

Задачи:

1. Охарактеризовать оборудование  и технологические жидкости используемые  для НГРП.

2.    Выявить проблемы  возникающие при проведении гидроразрыва  пласта.

3. Сравнить параметры  работы обычного ГРП и ГРП  с применением технологии J-FRAC.

1 Общая часть

Солкинское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 200 км к северу от г.Сургута. Месторождение открыто в 1972 году в результате бурения разведочной скважины 155, которая испытывалась на пласты АС8, АС9 и АС10. Ближайшим наиболее крупным из эксплуатируемых месторождений является Тевлинско-Русскинское.

Солкинское месторождение расположено в пределах Быстринского, Новобыстринского и Яунлорского лицензионных участков, недропользователем которых является ОАО «Сургутнефтегаз».

На приложении 1 изображена обзорная карта района работ.

Данные о районе проведения работ представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1

Географо-экономические условия ведения работ

Продолжение таблицы 1.1

2 Техническая часть

2.1 Анализ проблем и  применяемых технологий гидравлического  разрыва пласта

В рамках Солкинского месторождения основным объектом применения технологии ГРП являются пласты группы АС9.

Технология ГРП опробована практически для всех отложений Западной Сибири, начиная от верхнемеловых до юрских отложений. Кратность увеличения дебитов изменяется от единиц  до десятков раз.

Несмотря на то, что в целом главная задача - увеличение дебита по нефти после ГРП - решена, успешность производства работ различна и зависит от многих факторов, как геологических, так и технологических.

Для обеспечения эффективности процесса гидроразрыва перед выбором расклинивающего материала необходимо определить оптимальную длину трещины в зависимости от проницаемости пласта с учетом радиуса зоны дренирования скважины и близости нагнетательных скважин. Теоретическая зависимость оптимальной полудлины трещины L (расстояние от ствола скважины до вершины трещины) от проницаемости пласта k приведена в таблице 2.1 При выборе L необходимо учитывать радиус зоны дренирования скважины и близость нагнетательных скважин. Оптимальная величина L не должна выходить за пределы зоны дренирования скважины.

Таблица 2.1

Оптимальная полудлина трещины (L) в зависимости от проницаемости пласта (k).

В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс гидроразрыва проводят по технологии поинтервального ГРП.

Как известно геологическая среда повсеместно находится в напряженном состоянии, которое влияет на характеристики продуктивных пластов и на условия ведения работ на месторождениях. С целью определения влияния зенитного угла, ствола скважины в интервале продуктивного пласта, на напряжение возникающие в геологической среде, при произведении гидравлического разрыва пласта, авторами проведен анализ промысловых данных по ряду месторождений Западной Сибири. Промысловый анализ позволил выявить влияние зенитного угла на градиент разрыва пласта, на основании которого можно утверждать, что достичь разрыва пласта в скважинах с большим зенитным углом, и последующим его увеличением до определенного значения, можно при меньшем давлении разрыва. При этом с увеличением зенитного угла ствола (до определенного значения) наклонной скважины удельные дебиты нефти увеличиваются.

Анализ забойного давления при проведении гидравлического разрыва пласта на девяти скважинах Солкинского месторождения позволил определить градиент давления разрыва горной породы в интервале эксплуатационного объекта, средняя величина которого составила 0,0151МПа/м (0,0126-0,0168) МПа. Отмечается влияние отклонения скважины от вертикали на градиент разрыва. На активных тектонических площадях, или в зонах с высокой сбросовой активностью, градиент давления разрыва пород на 20% меньше, чем в нормальных геологических условиях.

Промысловый анализ проведенных гидравлических разрывов пласта на месторождениях Западной Сибири выявил влияние зенитного угла на градиент давления разрыва, достичь разрыва пласта в скважинах с большим зенитным углом можно при меньшем давлении, однако создать качественную трещину будет проблематично из-за меньшего давления, затрачиваемого на развитие трещины.

Известно, что главным фактором, влияющий на конечный результат операции по гидравлическому разрыву – это сохранение максимальной раскрытости трещины. Для того, чтобы поддержать, созданную трещинную проницаемость, применяется расклинивающий агент. Расклинивающий агент должен обеспечивать и поддерживать, созданные фильтрационные каналы с высокой проницаемостью для притока жидкости из пласта в  ствол скважины.

На частицы пропана действует напряжение закрытия трещины (горное давление). В результате этого некоторые из частиц могут быть раздавлены или же, в глинизированном пласте вдавливаются в породу. На степень раздавливания или вдавливания влияют:

• прочность и размер проппанта;
• глинистость пласта;
• напряжение закрытия, прилагаемое к слою проппанта.

Если частицы раздавливаются или вдавливаются в породу, пропускная способность трещины будет уменьшаться и может снизиться настолько, что проницаемость слоя проппанта и проницаемость породы коллектора не будут различаться и эффект от ГРП прекратится, по причине потери проводимости трещины.

Однако с другой стороны на длину полутрещины существенное влияние оказывает процесс оседания частиц проппанта на основание искусственно созданной трещины, в момент закачивания жидкости-песконосителя. После того как частицы достигают основания трещины, они не продвигаются дальше в трещину, а образуют устойчивый пласт проппанта. Наибольшее расстояние по длине трещины, которое может пройти проппант при данных условиях называют «интервал перемещения».

Таким образом, при проектировании гидравлического разрыва пласта, необходимо учитывать не только прочностные характеристики конструкции скважин, высокое качество технологических параметров, но и зенитной угол входа ствола скважины-кандидата в продуктивном пласте.

Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

2) вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в трещине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

3) обладать низким гидравлическим сопротивлением и достаточной сдвиговой устойчивостью для обеспечения максимально возможной в конкретных геолого-технических условиях скорости нагнетания жидкости;

4) не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

5) обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

6) легко удаляться из пласта после проведения процесса;

7) обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего проводимость пласта и не создающего должного распределения расклинивающего материала в трещине гидроразрыва.

На территории Западной Сибири разработаны и применяются следующие технологии проведения гидравлического разрыва пласта.

Выбор скважин-кандидатов для проведения очередных ГРП выполняется на основании основе критериев предварительного выбора (Таблица 2.2)

Достижение равномерной выработки запасов нефти из прослоев с резко различающимися ФЕС возможно при селективном воздействии на них со стороны добывающих и нагнетательных скважин. В вертикальных и наклонных скважинах наиболее активным способом интенсификации дренирования отдельных низкопроницаемых прослоев является создание в них трещин ГРП, обеспечивающих устранение негативного влияния «скин-фактора» и увеличение приведенного радиуса скважин.

Таблица 2.2

Перечень применяемых технологии ГРП и их краткое описание

Поэтому на месторождениях сложного строения большие перспективы имеет селективный ГРП. В вертикальных скважинах он состоит в создании трещин в задаваемых прослоях пласта. В горизонтальных скважинах возможно образование трещины по стволу или серии перпендикулярных стволу трещин, резко увеличивающих эффективность дренирования залежи.

Главной особенностью селективных ГРП в наклонных скважинах является то, что они должны быть инициированы из определенных интервалов пласта и геометрические параметры создаваемых при этом трещин (длина, ширина) определяются предельной высотой трещины. В горизонтальных скважинах принципиальное значение имеет количество и ориентация трещин относительно ствола, а также длина трещин. Селективные ГРП как средство воздействия на участок залежи наиболее эффективны при системном их использовании в добывающих и нагнетательных скважинах в комплексе с методами увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов.

Традиционное решение этой проблемы в скважинах состоит в изоляции выделенного интервала перфорации скважины и инициация из него развития в пласте  трещины определенных параметров (длины, высоты и ширины). Решение этой задачи без осложнений реализуется в скважинах после бурения, когда предварительной перфорацией можно вскрыть выделенный интервал пласта, инициировать из него разрыв и создание в пласте трещины. В ранее эксплуатировавшихся скважинах селективный разрыв интервалов не всегда возможен из-за вскрытия всей толщи пласта перфорацией и связанных с этим сложностей посадки пакера и изоляции кольцевого пространства и т.д. В горизонтальных скважинах проведение селективных ГРП с созданием трещин перпендикулярных стволу при традиционных технологиях проведения ГРП практически невозможно.

Проблема селективных ГРП в горизонтальных и вертикальных скважинах успешно может быть решается при объединении технологий ГПП и ГРП. При этом технология селективного создания трещин состоит в предварительной резке колонны, образовании серии каверн путем проведения ГПП и разрыве пласта из них. При выполнении ГПП энергия давления смеси жидкости и песка в колонне НКТ трансформируется в кинетическую энергию скоростной струи. Инициируемые из серии отверстий перфоратора трещины формируют общую трещину, поэтому путем соответствующего размещения перфорационных отверстий обеспечивается возможность точного позиционирования интервала начала развития трещины.

В горизонтальной скважине при размещении насадок по радиусу перфоратора образуется трещина (рис. 2.1 а), перпендикулярная стволу, а при размещении насадок по длине перфоратора трещина - в плоскости оси ствола (рис. 2.1 б). Это обеспечивает высокую вероятность начальной ориентации плоскости трещины в плоскости расстановки сопел перфоратора, т.е. создает условия для реализации направленного ГРП.

Рис.2.1  Схема развития трещин ГРП в зависимости от ориентации фильтровой части горизонтальной скважины относительно естественного поля напряжений продуктивного пласта

(а – перпендикулярно  оси ствола; б – по оси ствола)

В наклонных скважинах в ОАО «Сургутнефтегаз» «направленный» ГРП реализуется  в следующем виде. В скважину спускается колонна НКТ с установленными на ее нижнем конце якорем - центратором и модифицированным гидропескоструйным перфоратором ГПП типа АП-6М1. Сопла перфоратора располагаются в плоскости в направлении оси скважины, они попарно ориентированны в разные стороны и разнесены по высоте на расстояние не более 3 диаметров труб НКТ. Общее количество сопел не менее 8, диаметр сопел не менее 6 мм (более 6 диаметров зерен песка, предполагаемого для использования резки колонны и заполнения трещины ГРП). Якорь – центратор устанавливается на 20 -25 м выше верхних отверстий перфорации. Конструкция якоря - центратора во время проведения работ должна обеспечивать жесткую фиксацию сопел относительно обсадной колонны во избежание дрейфа струи при проведении гидроструйной резки.

Поверхностное оборудование монтируется по модифицированной схеме проведения ГРП (Приложение 2), при этом к затрубному пространству подключается насосный агрегат, способный обеспечить в нем поддержание требуемого давления.

В начальный момент производятся замещение жидкости в НКТ на воду или гель, содержащие 50 – 100 кг/м3 кварцевого песка или пропана на кубометр жидкости, при этом начальная скважинная (жидкость глушения в объеме труб НКТ и затрубья) из затрубья сбрасывается в специальную отстойно-сливную емкость. Сбрасываемая жидкость  может содержать значительные объемы нефти, которая в последующем ни при каких обстоятельствах не должна попадать в гель.

Затем производится резка стенки колонны и гидроперскоструйная перфорация с циркуляцией жидкости при открытом затрубье, расход жидкости 200 л/мин на одно сопло перфоратора; время резки более 15 мин. В течение резки производится контроль изменения характеристики (отношение расхода к перепаду давления между НКТ и затрубьем Q2/(Pнкт-Рзатр)). Момент прорезки колонны обычно идентифицируется ростом характеристики, вызываемого некоторым поглощением жидкости ГПП через намываемые каверны.

При установке факта резки колонны в скважину подается гель с концентрацией проппанта 200 -  400 кг/м3, расход увеличивается до 2 -2.5 м3/мин, выкид из затрубья штуцируется вручную, при этом давление в затрубье повышается до предельно допустимого значения но не выше 120 % величины  бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта и поддерживается постоянным. Если при предельном давлении в затрубье продолжается циркуляционный сброс жидкости, необходимо увеличить расход и довести устьевое давления до предельно допустимого. Момент разрыва пласта обычно происходит при перекрытой затрубной задвижке и идентифицируется резким увеличением характеристики и снижением давления в затрубье.

С момента разрыва концентрация проппанта в нагнетаемой смеси увеличивается до максимального значения (600 – 700 кг/м3). Если с момента разрыва давление в затрубье устанавливается свыше 80% величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта, то  в затрубье агрегатом подается жидкость с расходом 0,2 – 0,4 м3/мин; при давлении в затрубье менее 80 % величины бокового горного давления подкачка не осуществляется.

После закачки расчетного объема смеси геля с проппантом закачивается буфер жидкости глушения в объеме труб НКТ, закачка приостанавливается до снижения давления на устье менее 90% величины бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта, затем затрубное пространство открывается и производится промывка скважины через НКТ чистой водой и ее остановка.

Основной особенностью проведения «направленного ГРП» в горизонтальной скважине является возможность образования вертикальной трещины вдоль или поперек ствола. Для инициации трещины поперек ствола используется перфоратор с размещением насадок по его радиусу (рис. 2.3) количество отверстий и их диаметр определяется проектным расходом жидкости при проведении гидроразрыва. При необходимости образования трещины вдоль ствола насадки перфоратора располагают в одной плоскости с фазировкой 180 град, в скважине плоскость размещения насадок должна быть ориентирована вертикально.

В скважинах с открытым стволом нет необходимости предварительной резки колонны и связанным с этим требованием фиксации перфоратора. В этом случае вместо якоря можно использовать центратор любой конструкции. В начальный момент производится замещение жидкости глушения в НКТ на гель, при этом начальная скважинная жидкость (жидкость глушения в объеме труб НКТ и затрубья) из затрубья сбрасывается в специальную отдельную емкость.

Рис. 2.2 Схема проведения ГПП+ГРП в скважине.

Сбрасываемая жидкость может содержать значительные объемы нефти, которая в последующем ни при каких обстоятельствах не должна попасть в гель. Затем производится подача геля с проппантом с концентрацией 100 -200 кг/м3 с циркуляцией жидкости при открытом затрубье при расходе 300 л/мин на одно сопло перфоратора в течение 10 мин. В результате достигается гидроперскоструйное образование каверн в стенках ствола. Далее в скважину без изменения расхода подается гель с концентрацией проппанта 200 -  400 кг/м3, выкид из затрубья штуцируется вручную, при этом давление в затрубье повышается до предельно допустимого значения, но не выше величины  бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта и поддерживается постоянным. Если при предельном давлении в затрубье продолжается циркуляционный сброс жидкости, необходимо увеличить расход с увеличением устьевого давления до предельно допустимого. Момент разрыва пласта обычно происходит при перекрытой затрубной задвижке. С момента разрыва концентрация проппанта в нагнетаемой смеси увеличивается до максимального значения (600 – 700 кг/м3). После закачки расчетного объема смеси геля с проппантом закачивается буфер жидкости глушения в объеме труб НКТ, закачка приостанавливается до снижения давления на устье менее 90% величины  бокового горного давления обрабатываемого интервала пласта, затем  затрубье открывается и производится промывка скважины через НКТ чистой водой и ее остановка.

При необходимости образования серии перпендикулярных стволу вертикальных трещин операции производятся в несколько этапов, между которыми перфоратор перемещается  до интервала очередной обработки.

Порядок проведения комплекса ГПП+ГРП в скважинах производится:

- выбор скважин для  проведения работ;

- обоснование интервала  ствола, в котором необходимо  создание трещин ГРП;

- определение геометрических  параметров создаваемых трещин  и оценка степени их влияния  на продуктивность прослоев, в  пределах которых они созданы;

- проектирование технологии  проведения ГПП+ ГРП, разработка  плана работ;

- выполнение операций  в соответствии с утвержденным  планом. 

Предварительный выбор объектов-кандидатов для проведения ГПП+ГРП в скважинах осуществляется на основе следующих критериев:

- фактические режимы работы  скважин должны быть значительно  ниже ожидаемых;

- нефтенасыщенная толщина пласта должна быть не менее  3 м;

- начальная нефтенасыщенность коллекторов пласта должна превышать 55%;

- отношение текущего пластового давления к начальному при проведении ГРП должно быть не менее 0,9.

- состояние цементного камня в заколонном пространстве на 20 м выше и ниже интервала перфорации при наличии водоносных прослоев должно быть хорошего качества;

- в скважине перед выбором интервалов для ГРП должны быть проведены исследования по выделению работающих интервалов и наличию заколонных перетоков;

- толщина перекрывающих и подстилающих глинистых прослоев для выделенного для проведения селективного разрыва интервала пласта должна быть не менее 3 м;

- предельно допустимое давление в колонне должно на 25% превышать величину бокового горного давления планируемых к разрыву пропластков.

Выявление интервалов пласта, в пределах которых необходимо создание трещины ГРП. Выявление этих интервалов в работающих скважинах осуществляется на основе исследования профилей притока, анализа потенциального и фактического дебита скважины, динамики обводнения ее продукции; в скважинах после бурения - на основе интерпретации данных геофизики. Потенциально перспективные для селективного разрыва (ГПП + ГРП) в вертикальных скважинах совокупности нефтенасыщенных пропластков располагаются между глинистыми прослоями и характеризуются средней проницаемостью в 4  и более раз меньшей относительно средней по пласту; в то же время их проводимость должна быть не менее 30% общей проводимости пласта, а содержащиеся в них удельные запасы нефти должны быть не менее 25% от общих запасов.