Гидравлический разрыв пласта

Повышение вязкости, как  и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при гидроразрыве пластов, достигается введением в них  соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей (например, нефтяной гудрон) и другие отходы нефтепереработки.

Значительной вязкостью  и высокой песконесущей способностью обладают некоторые нефти, керосино-кислотные, нефтекислотные, а также водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости используют в качестве жидкости разрыва и  жидкости-песконосителя при разрыве  пластов в нефтяных скважинах.

В нагнетательных скважинах  при гидравлическом разрыве используют загущенную воду. Для загущения применяют  сульфит-спиртовую барду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые  в воде и имеющие низкую фильтруемость.

В зависимости от концентрации сухих веществ ССБ бывает двух видов — жидкая и твердая. Вязкость исходного жидкого концентрата 1500—1800 сП. Добавка воды к растворам ССБ  ведет к быстрому понижению вязкости и способствует хорошему вымыванию  ССБ водой из пористого пространства и восстановлению приемистости. Раствор  ССБ обладает хорошей удерживающей способностью и низкой фильтруемостью. Для разрыва в основном применяется  раствор ССБ вязкостью 250—800 сП.

В последнее время в  качестве жидкости-песконосителя применяют  загущенную ССБ концентрированную  соляную кислоту (40% НСl и 60% ССБ). Применение такой жидкости разрыва позволяет сочетать процесс гидроразрыва с химическим воздействием на призабойную зону. В смеси с ССБ соляная кислота медленно реагирует с карбонатами (2—2,5 ч против 30—40 мин при использовании чистого раствора НСl). Это дает возможность по трещинам, образовавшимся при гидроразрыве, продавить глубоко в пласт химически активную соляную кислоту и обработать призабойную зону пласта на большом удалении от ствола скважины.

При гидроразрыве пласта в  условиях высоких пластовых температур (130—150°С) вязкость 20- и 24%-ных растворов  ССБ с повышением температуры  до 90° С резко понижается до 8—0,6 сП.

При более высоких температурах вязкость этих растворов приближается к вязкостным свойствам воды. Поэтому  в качестве эффективной жидкости разрыва и песконосителя, обладающей хорошей пескоудерживающей способностью и слабой фильтруемостью, применяют  водные растворы КМЦ-500 (карбоксиметилцеллюлоза) в пределах 1,5—2,5% с добавкой иногда хлористого натрия до 20—25%. Продавочная  жидкость при всех условиях должна иметь минимальную вязкость в  целях снижения потерь напора при  прокачке.

Цель заполнения песком трещин — предупреждение их смыкания и  сохранение в открытом состоянии  после снятия давления ниже величины давления разрыва. Поэтому к песку  предъявляются следующие требования:

1) песок должен иметь  достаточную механическую прочность,  чтобы не разрушаться в трещинах  под действием веса породы;

2) сохранять высокую проницаемость.

Этим требованиям удовлетворяет  хорошо скатанный однородный кварцевый  песок.

Применяется песок следующих  фракций: 0,25-0,4 мм; 0,4-0,63; 0,63-0,79; 0,79-1,0; 1,0-1,6ММ. Наиболее приемлемой фракцией для гидроразрыва пласта являются пески с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм.

Степень эффективности гидравлического  разрыва пласта определяется диаметром  и протяженностью созданных трещин и, следовательно, повышенной проницаемостью. Чем больше диаметр и протяженность  трещин, тем выше эффективность обработки. Создание трещин большой протяженности  достигается закачкой больших количеств  песка. Практически в скважину закачивают от 4 до 20 тОНН песка.Концентрация песка  в жидкости-песконосителе зависит  от фильтруемости и удерживающей способности жидкости и колеблется от 100 до 600 кг на 1 м³ жидкости.

 

3.ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА  ПРОВЕДЕНИЯ ГРП

 

Гидравлический  разрыв проводят в пластах с различной  проницаемостью в случае падения  дебита или приемистости нагнетательных скважин.

До проведения гидроразрыва скважину испытывают на приток, определяют ее поглотительную способность и  давление при поглощении. С этой целью одним агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного давления, при котором  скважина начинает принимать жидкость. В течение 10—20 мин замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают давление на 2—3 МПа и вновь определяют расход.

Процесс увеличения расхода  жидкости и давления повторяют несколько  раз, и в конце исследования создают  максимально возможное давление, при котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую зависимости  приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о поглотительной способности  скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимые  для проведения разрыва, а также  судят о качестве проведенного разрыва  и об изменениях проницаемости пластов  призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно  принимают давление, при котором  коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению  с начальным.

Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем  промывают. В отдельных случаях  для увеличения фильтрационных свойств  пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или  грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих мероприятий  способствует снижению давления разрыва  и повышению его эффективности.

После промывки, очистки  и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные  трубы диаметром 75 или 100 мм, по которым прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части. Благодаря этому давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Применяют различные конструкции  пакеров. Наиболее распространены шлипсовые  пакеры, выпускаемые под различные  диаметры эксплуатационных колонн и  рассчитанные на давление 50 МПа (рис.1).

Герметизация обсадной колонны  осуществляется при деформации резиновых  уплотнительных манжет от веса колонны  насосно-компрессорных труб при  опоре конуса на шлипсы пакера, центрирование  которого осуществляется фонарем. Замковое устройство фонаря раскрывается при  трении фонаря о стенки обсадных труб во время вращения пакера.

Осевая нагрузка при гидроразрыве воспринимается головкой пакера с опорным  кольцом и передается на якорь, удерживающий пакер и колонну насосно-компрессорных  труб от перемещения вверх. Головка  пакера имеет левую резьбу в месте  соединения с якорем.

В случае заклинивания манжет в обсадной колонне якорь может  быть отвинчен от пакера правым вращением  и поднят на поверхность.

Конструкция плашечного гидравлического  действия приведена на рис.2

В процессе закачки рабочей  жидкости для гидроразрыва создающийся  перепад давления между внутренней частью якоря и кольцевым зазором  в эксплуатационной колонне деформирует  резиновую трубку, выдвигая плашки до упора в стенку колонны. Плашки, врезаясь своими острыми зубцами  в стенки труб, удерживают якорь  и соответственно пакер от выталкивания вверх по скважине.

Наряду со шлипсовыми пакерами применяют пакеры самоуплотняющиеся  ПС. В этой конструкции герметизация достигается за счет самоуплотнения резиновых манжет под воздействием жидкости гидроразрыва.

В отличие от других типов  пакеров в конструкции пакера ПС предусмотрен перепускной клапан, предназначенный для перепуска  жидкости гидроразрыва в затрубное  пространство во время спуска пакера, за счет чего снимается давление на самоуплотняющиеся манжеты. Перепускной  клапан присоединяется через переводник и устанавливается выше гидравлического  якоря.

После спуска труб с пакером  и якорем устье скважины оборудуют  специальной головкой, к которой  подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.

 

3.1 Обвязка и оборудование  при ГРП

 

На рис.2 приведена общая  схема обвязки и расположения оборудования при гидравлическом разрыве  пласта. На первом этапе закачивают жидкость разрыва насосными агрегатами, в результате чего давление постепенно увеличивается и по достижении определенного  значения происходит разрыв пласта. О  моменте разрыва судят по манометру  на выкидной линии. Этот момент характерен резким спадом давления и увеличенным  расходом нагнетаемой жидкости.

После разрыва пласта переходят  ко второму этапу - подаче в трещину  жидкости-песконосителя с песком при большом расходе и высоком  давлении нагнетания. Жидкость-песконоситель  с песком задавливают в трещину  продавочной жидкостью при максимальном давлении и с максимальной скоростью  закачки. Достигается это путем  подключения наибольшего числа  агрегатов. В качестве продавочной  жидкости для нефтяных скважин используют нефть и для нагнетательных - воду. Количество этой жидкости должно быть равно емкости колонны труб. Закачка  продавочной жидкости является последним, третьим этапом непрерывного процесса гидроразрыва пласта.

После продавки устье закрывают  и скважину оставляют в покое  до тех пор, пока устьевое давление не упадет до нуля. Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.

Представляет интерес  техника проведения гидроразрыва в  скважинах, продуктивные горизонты  которых залегают на глубинах 2800—3400м. Технология разрыва пласта в таких  скважинах отличается от обычной  тем, что процесс гидроразрыва проходит при постоянном противодавлении  на на-сосно-компрессорные трубы  и на верхний торец резинового элемента пакера. Величина противодавления  определяется как разность между  расчетным значением давления гидроразрыва и максимально допустимым давлением  на пакер. Для таких скважин рабочее  давление в кольцевом пространстве (затрубном) определяют опытным путем. Для подкачки жидкости разрыва используют вспомогательный агрегат. Особенности  расположения оборудования и обвязки  устья при гидроразрыве по данной технологии показан на рис.3

Работы по гидроразрыву на скважине рекомендуется осуществлять в следующей последовательности. Опрессовывают наземное оборудование на давление, равное 70 МПа, и заменяют в скважине воду на нефть, после чего спускают пакер. Затем с помощью  насосных агрегатов, применяемых для  гидроразрыва пласта, прокачкой жидкости в насосно-компрессорных трубах и под пакером создают максимально  возможное давление. Подкачкой жидкости вспомогательным цементировочным  агрегатом поднимают давление в  кольцевом пространстве (затрубном) и оставляют скважину в покое  на 30 мин. Этим на первом этапе достигается  возможность образования трещин в пласте.

РИС.1

 

РИС. 2

 

На втором этапе проводят операцию по закреплению трещин песком. После испытания скважины на приемистость в пласт закачивают жидкость-песконоситель.

 

Рис. 3. Схема обвязки оборудования при ГРП в глубоких скважинах:

1 — пескосмеситель; 2 —  агрегат ЦА-400; 3— агрегат ЧАН-700;

4 — вспомогательный агрегат; 5 — емкость для рабочих жидкостей

 

Давление на устье во время  закачки и продавливания в  пласт может увеличиваться до 60—80 МПа. Проведение гидроразрыва по данной технологии позволяет значительно  повысить производительность скважины.

При наличии в скважинах  большой фильтровой зоны или несколько  вскрытых продуктивных пропластков  производят поинтервальные многократные гидравлические разрывы.

В последнее время разработан и внедрен новый способ поинтервального  гидроразрыва, позволяющий за один спуск забойного оборудования проводить  в любой последовательности гидроразрыв  тех или иных пластов. При осуществлении  гидроразрыва по этой технологии в  одном пласте перфорированные отверстия  против вышележащих пластов перекрываются  тонущими, а против нижележащих пластов - плавающими в жидкости разрыва  эластичными шариками. Применяемое  забойное оборудование отличается простотой  конструкции и может быть изготовлено  в промысловых мастерских. Состоит  оно из двух полых цилиндров, соосно-закрепленных на насосно-компрессорных трубах. Цилиндр  с отверстиями в дне открыт сверху, а цилиндр с отверстиями  в крышке — снизу. Труба, на которую  надеты и приварены цилиндры, заглушена  снизу и имеет отверстия над  нижним цилиндром.

Подготовительные работы по поинтервальному гидроразрыву производят в следующей последовательности. В скважину на насосно-компрессорных  трубах спускают цилиндры, пакер и  якорь. Под нижний цилиндр помещают специальные эластичные шарики диаметром 18—20 мм с удельным весом меньшим, чем у жидкостей, применяемых  при гидроразрыве (плавающие шарики); следовательно, в жидкости они все  время будут прижиматься к  крышке нижнего цилиндра. Диаметр  цилиндра подбирают таким образом, чтобы шарики не могли попасть  в зазор между ним и эксплуатационной колонной. Число шариков, загружаемых  в нижний цилиндр, берется несколько  больше, чем число перфорационных отверстий, находящихся ниже самого верхнего интервала, намеченного для  гидроразрыва.

В верхний цилиндр помещают тонущие шарики. При этом количество их также должно быть больше, чем  число отверстий, находящихся выше нижнего интервала, намеченного  для гидроразрыва. Чтобы шарики при  спуске вниз или при негерметичном  перекрытии колонны не попадали под  пакер, ставят специальный диск-отбойник. Пакер устанавливается с таким  расчетом, чтобы интервал, намеченный для гидроразрыва, находился между  цилиндрами с шариками. После этого  производят гидроразрыв намеченного пласта обычным способом. Если при разрыве начнут принимать жидкость выше или нижележащие пласты, то их перфорационные отверстия перекрываются шариками, которые потоком жидкости увлекаются из цилиндров к этим отверстиям. Таким образом, гидроразрыв произойдет только в намеченном интервале.После прекращения закачки шарики благодаря соответствующей разнице в их удельных весах соберутся в свои цилиндры. Приподнимая или опуская оборудование и устанавливая цилиндры с шариками в нужном интервале, можно произвести гидроразрыв любого пласта.