Гидродинамические методы воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности скважин

КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО РЫБОЛОВСТВУ Астраханский Государственный Технический Университет

 
 
 
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  месторождений

 
КУРСОВАЯ  РАБОТА

по дисциплине          Эксплуатация  нефтяных и газовых месторождений              

На  тему: Гидродинамические методы воздействия на призабойную зону пласта для увеличения продуктивности скважин 
 
 
 

      Выполнил:                                                 Руководитель работы:

Студент гр. ДХЭ – 42                                    

                  Тимербулатов А.А    _____________ _ Твердохлебов И.И.

« » 2010 г.

 
Курсовая  работа выполнена

и защищена с оценкой  
 
 
 

Астрахань 2010

Содержание 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

Введение

 

     В течение последних лет в нефтяной промышленности наблюдается устойчивая тенденция к ухудшению структуры  запасов нефти, что проявляется в увеличении количества вводимых месторождений с осложненными геолого-физическими условиями, повышении доли карбонатных коллекторов с высокой вязкостью нефти. Это обуславливает необходимость поиска, создания и промышленного внедрения новых технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта.

     По  своему существу обработки призабойной  зоны (ОПЗ) не могут не приводить к повышению производительности скважин. В то же время, как правило, эти процессы многокомпонентные, а их результативность определяется суммой факторов, зависящих от свойств объекта воздействия (пласт и скважина), достоверности диагноза и соответствия запроектированного метода и его технологии объекту. Поэтому выбор метода воздействия и технологии его осуществления должны базироваться на тщательном и многофакторном изучении причинно-следственных связей между объектом воздействия — конкретной скважиной с ее геолого-технической характеристикой и предметом воздействия — методом с его механизмом, технологией и регламентами применения.

     При разработке низкопроницаемых коллекторов  все большее применение находят  технологии, связанные с применением  гидравлического разрыва пласта (ГРП) и соляно-кислотных обработок (СКО). ГРП является одним из мощных средств повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. В результате ГРП при правильном выборе скважин и технологии можно существенно увеличить дебиты нефти и газа обработанных скважин. ГРП в настоящее время является наиболее эффективным способом интенсификации нефти  из низкопроницаемых коллекторов.

     Многообразие  условий формирования и строения залежей нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обусловливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологических схем и регламентов проведения этого вида воздействия.

1. Гидравлический разрыв пласта. Технология осуществления ГРП

 

     В СССР промышленное внедрение гидравлического  разрыва пласта начато в 1954 году. Этим методом ежегодно обрабатывается 1500—2500 добывающих и водонагнетательных скважин. Области применения гидроразрыва постоянно расширяются. Появившись как метод интенсификации добычи нефти и газа, гидроразрыв стал неотъемлемой частью процессов добычи битумов, утилизации промышленных стоков, дегазации угля, выработки геотермической энергии, а также при добыче полезных ископаемых методами размывания и выщелачивания пластов.

     Посредством закачки жидкости разрыва осуществляется раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте.

     О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при осуществлении процесса. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки (рис. 1), а при раскрытии естественных трещин — расход жидкости разрыва растет непропорционально росту давления (рис. 2).

 

     Закачкой 20—50 м³ жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2 м³/мин достигается развитие образованных или раскрытых трещин. В качестве жидкостей разрыва для водонагнетательных скважин используют закачиваемую воду, раствор сульфитспиртовой барды (ССБ) или воду с ПАВ и загущенную полимерами, а для нефтедобывающих — нефть, эмульсию или специальные жидкости для гидроразрыва пласта.

     Закачкой  песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора расклинивают трещины гидроразрыва, обеспечивая сохранение их высокой пропускной способности после окончания процесса и снижения давления.

     Проектирование  технологии гидроразрыва включает:

• оценку давления разрыва пласта и рабочего давления агрегатов;
• выбор технологической схемы процесса (однократный, поинтервальный ГРП и т. д.), рабочих жидкостей, способа расклинивания трещин и расклинивающих агентов;
• расчет технологических параметров и регламентов закачки жидкости разрыва и расклинивающих агентов;
• подбор и расчет технического обеспечения процесса.

     Выбор технологической схемы процесса — начальный этап проектирования технологии ГРП, он основан на данных промысловых гидродинамических и геофизических исследованиях пласгов и скважин. По технологическим схемам проведения гидроразрыв подразделяется на однократный, многократный и поинтервальный. При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все пласты, вскрытые перфорацией одновременно, тогда как при поинтервальном гидроразрыве обработке подвергаются лишь выбранный пласт или пропласток, ранее имевший заниженную производительность, а при многократном гидроразрыве пластов осуществляется последовательная обработка двух и. более пластов и пропластков.

     Многократный  гидроразрыв пласта возможен двумя способами:

• зоны продуктивной толщи разобщаются внутри скважины (пакерами, специальными шариками или отсекателями), и осуществляется разрыв в каждой отдельной зоне;
• образованную при однократном гидроразрыве пласта трещину закупоривают специальными веществами, после чего в скважине создают повышенное давление путем закачки жидкости разрыва.

     Технология  многократного разрыва пласта заключается  в следующем.

     Сначала определяют профиль притока или  закачки до разрыва пласта. Затем проводят гидроразрыв по обычной технологии. Интервал гидроразрыва отсекают пакером или временно блокирующим материалом типа нафталина, а затем операцию повторяют.

     Установив схему гидроразрыва, выбирают жидкость разрыва и жидкость для транспортирования расклинивающего материала (жидкость-песконоситель). К основным (общим) современным требованиям к жидкостям разрыва относятся:

• совместимость их с породой и флюидами продуктивного пласта;
• слабая фильтруемость через поверхности образованных трещин;
• доступность и относительно невысокая стоимость.

     Кроме того, к жидкости-носителю закрепляющих агентов предъявляется дополнительное требование, характеризующее ее несущую или удерживающую способность по отношению к расклинивающим агентам.

     Современные тенденции выбора рабочих жидкостей  ГРП характеризуются использованием полимерных водных растворов, что в большой степени объясняется их универсальными свойствами и ростом цен на нефтепродукты.

     В качестве полимеров применяют высокомолекулярные полиакриламиды, а также другие полимеры или сополимеры акриловой и метакриловой кислот.

     Присадка  полимеров и сополимеров в  водную фазу зависит от их структуры и молекулярной массы. Содержание полимеров в растворе составляет 0,01— 1% от массы водной фазы. Широкое распространение в качестве жидкостей разрыва на водной основе нашли сульфитоспиртовая барда (ССБ) и водные растворы карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ).

     Еще сравнительно часто для гидроразрыва используются нефти или гидрофобные эмульсии с присадками, снижающими их фильтрацию через поверхности трещин и гидравлические сопротивления при прокачке по трубам.

     Для снижения фильтруемости используют специальные реагенты, окисленные битумы или асфальтит, а для понижения потерь на трение применяют полимеры и поверхностно-активные вещества. Добавка реагентов, снижающих фильтруемость жидкостей на нефтяной основе, составляет 0,5—1,5% от их массы.

     В связи с интенсивным развитием  химической промышленности арсенал жидкостей разрыва постоянно пополняется и в различных условиях в качестве рабочих жидкостей разрыва также применяют загущенную воду, желатинообразные вещества, пены, мицеллярные растворы, сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на основе полимерных материалов, нефтепродуктов и ПАВ. В жидкости разрыва на водной основе вводят компоненты, предупреждающие набухание глин (стабилизирующие глины) — хлористый аммоний, органические полимеры и др.

     Решение о выборе рабочих жидкостей разрыва  для конкретных условий принимается на основе данных лабораторных исследований, их совместимости с породой и насыщающими пласт флюидами и транспортирующей способности.

     Совместимость жидкостей с породой пласта и  насыщающими его флюидами определяется посредством оценки фильтрационных характеристик кернового материала из продуктивного пласта до и после прокачки изучаемых жидкостей, а также путем анализов осадко- и эмульсиеобразований при взаимодействии рабочих жидкостей и пластовых флюидов. Критерий пригодности жидкости — восстановление фильтрационных характеристик кернов и отсутствие осадко- и эмульсиеобразований с флюидами. Транспортирующая способность жидкости характеризуется скоростью оседания в ней заполнителя трещин.

     Выбрав  рабочую жидкость гидроразрыва пласта, оценивают темп закачки ее в пласт, для чего используют империческую зависимость, полученную Изюмовой А. М. и Шаньгиным Н. Н. и подтвержденную Ю. Н. Васильевым, согласно которой для транспорта закрепляющего материала произведение скорости v (в см/с) движения жидкости в трещине на ее вязкость μ (в мПа·с) должно быть не менее 100, т. е.

     v*μ>=100.        (1)

     Минимальный темп закачки жидкости:

     для вертикальной трещины

             (2)

     для горизонтальной трещины

             (3)

     где и — минимальный темп закачки соответственно для вертикальной и горизонтальной трещин, л/с; h — толщина пласта, см; w — ширина трещины, см; μ — вязкость жидкости, мПа·с; — радиус горизонтальной трещины, см.

     Например, для вертикальной трещины с раскрытием в 2 см при вязкости рабочей жидкости 100 мПа·с и толщине пласта 1000 см минимальный темп закачки 4 л/с, а для горизонтальной трещины радиусом 100 м с раскрытием в 1 см он составляет 31,4 л/с.

     Рабочий темп закачки жидкости при гидроразрыве должен быть выше определенного по формулам (2) и (3) на величину скорости инфильтрации рабочей жидкости в пласт.

     Для оценки темпа инфильтрации жидкости разрыва из трещин в матрицу породы можно пользоваться теоретическими решениями Ф. И. Котяхова или Ю. П. Желтова. Однако теоретически оценить величину инфильтрации жидкости разрыва в матрицу через поверхность трещин затруднительно из-за многофакторных связей и множества параметров, входящих в зависимости, а поэтому для определения величины инфильтрации проводят лабораторные опыты по оценке фильтрации рабочей жидкости через натурные образцы породы с построением графиков . Далее, оценив поверхность трещин гидроразрыва и вычислив величину инфильтрации жидкости разрыва через единицу поверхности трещины, оценивают темп инфильтрации через поверхность трещин.