СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
41
Лекция 8. Физические (механические) методы увеличения нефтеотдачи.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в том, что на забое скважины, путем закачки жидкости (жидкость разрыва), создают давление, превышающее горное (то есть вес вышележащих пород). Под действием созданного давления происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Трещину увеличивают, продолжая закачивать жидкость. При достижении трещиной определенных размеров в жидкость разрыва подают расклинивающий агент, называемый проппантом (искусственный песок с частицами шаровидной формы). Проппант подают для того, чтобы удерживать трещину в раскрытом состоянии после прекращения подачи жидкости разрыва и снятия избыточного давления. На заключительной стадии проппант, оставшийся в скважине, продавливают в пласт.
О раскрытии естественных или образовании искусственных трещин в пласте судят по графикам изменения расхода и давления при проведении ГРП. Образование искусственных трещин на графике характеризуется падением давления при постоянном темпе закачки (рис.11А), а при раскрытии естественных трещин расход жидкости разрыва растет не пропорционально росту давления (рис. 11Б).
P, Q
P, Q
P=f(время) |
Q=f(время) |
P=f(время) |
Q=f(время) |
Время А
Время Б
Рисунок 11. Изменение расхода и давления при ГРП.
А – образование искусственной трещины, Б – раскрытие естественной трещины
За счет созданной трещины, заполненной проппантом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной, подключаются участки пласта, ранее не участвовавшие в разработке. ГРП позволяет увеличивать дебиты скважин в несколько раз, по нефти, в среднем, в 3 раза.
Трещина разрыва, образующаяся в результате ГРП, может быть горизонтальной или вертикальной. На глубине забоя скважины до ~500 м в результате ГРП, как правило, возникают горизонтальные трещины, ниже 500 м - вертикальные.
Проведение первого в мире ГРП приписывают компании «Halliburton», выполнившей его в США в 1947 г. В качестве жидкости разрыва использовали техническую воду, в качестве проппанта – речной песок.
В СССР теоретические основы ГРП были разработаны С.А. Христиановичем и Ю.П. Желтовым (1953 г.), которые создали математическую модель образования и распространения горизонтальной и вертикальной трещин в пласте и дали методу ГРП теоретическое обоснование. В их работах дан расчет размеров вертикальных трещин, полученных в результате закачки нефильтрующейся жидкости разрыва, для некоторых значений расхода и вязкости жидкости, упругих констант пласта и бокового давления, а также приближенные формулы для расчета
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
42
размеров горизонтальных трещин. Эти формулы используют для расчета размеров трещин гидроразрыва и в настоящее время.
Промышленное внедрение ГРП в СССР начато в 1954 г., в 1958 – 1964 гг. количество операций ГРП составляло 1,5 – 2,5 тыс. в год. С началом разработки месторождений Западной Сибири от применения ГРП на добывающих нефтяных скважинах, практически, отказались, так как не было необходимости в дополнительных методах интенсификации добычи нефти. К ГРП вновь вернулись в конце 1980-х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Современные представления о механизмах ГРП заключаются в следующих основных положениях.
1.При нагнетании жидкости в скважину насосными агрегатами она будет фильтроваться в пласт и создавать в нем избыточное давление. Величина избыточного давления определяется темпом закачки жидкости, ее вязкостью и проницаемостью пород пласта. В пласте избыточное давление передается на грунтовой скелет и может разорвать его. Образование или раскрытие трещин происходит тогда, когда давление внутри скелета пласта окажется больше внешнего давления, сжимающего этот скелет.
2.В общем случае полное горное (геостатическое) давление определяется как произведение среднего удельного веса пород и глубины залегания пласта. Горизонтальная (боковая) составляющая горного давления пропорциональна вертикальной и может быть равной ей или быть несколько меньше. Давление, сжимающее скелет пласта в вертикальном направлении, равно местному горному давлению, поэтому для образования горизонтальных трещин в пласте необходимо создать давление, большее вертикальной составляющей местного горного давления.
Вгоризонтальном направлении пласт сжат боковой составляющей горного давления и для образования трещин в вертикальной плоскости необходимо, чтобы давление в скелете пласта превышало горизонтальную составляющую горного давления.
3.При осуществлении ГРП оказалось, что в большинстве случаев разрывы пород происходят при давлениях меньших, чем полное горное давление. Из этого следует, что в пластах должны образовываться в основном вертикальные трещины. Однако, как показали Ю.П. Желтов и С.А. Христианович, значительное снижение горного давления может происходить вследствие наличия в вышележащих породах глин и других пластичных материалов, которые способны течь и выдавливаться под давлением вышележащих пород в скважину в процессе ее бурения. При этом в приствольной зоне скважины происходит как бы передача давления на вышележащие и нижележащие пласты. Снижение горного давления происходит в основном в районе скважины, тогда как в удаленной части пласта давление сохраняется первоначальным (геостатическим). Снижение горного давления вблизи скважины объясняет образование горизонтальных трещин при давлениях ниже геостатического. Таким образом, в общем случае, величина давления в скважине при ГРП не определяет ориентацию трещин.
4.Протяженность трещин ГРП может достигать сотен метров и определяется техникотехнологическим обеспечением процесса, свойствами жидкости разрыва, темпами и объемами ее закачки.
5.Ширина раскрытия трещин ГРП зависит от упругих деформаций пород пластов, техникотехнологического обеспечения процесса и может составлять несколько сантиметров.
6.Развитие вертикальных трещин по толщине пласта ограничивается кровлей и подошвой в пределах одного напластования, а горизонтальные трещины распространяются, как правило, по напластованию пород, приурочиваясь к кровле или подошве пласта или литологического включения в нем.
7.Резкий спад давления наблюдается, в основном, при ГРП монолитных пород, для разрушения которых необходимо дополнительное давление. При наличии естественных трещин по мере повышения давления на забое скважины выше местного горного давления происходит постепенное раскрытие трещин, а увеличение темпа нагнетания жидкости приводит к повышению
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
43
давления нагнетания и, соответственно, к увеличению ширины раскрытия трещин и их протяженности.
Для проведения ГРП применяют три основные технологические схемы:
–однократный (одностадийный) ГРП, когда воздействию закачиваемой жидкости гидроразрыва подвергают все пласты или пропластки, эксплуатируемые скважиной;
–многостадийный ГРП, когда гидроразрыву последовательно подвергают два или более пластов или пропластков, вскрытых скважиной (в СССР многостадийный ГРП применяли с 1958 г.)
–поинтервальный (направленный) ГРП, когда гидроразрыву подвергают один определенный пласт или пропласток.
По дальности разрыва выделяют следующие виды ГРП:
–локальный разрыв до 5 – 15 м с объемом закачки до 3 – 5 т проппанта. Применяют в высокопроницаемых коллекторах или в залежах, где есть ограничения по геометрическим размерам трещины;
–глубоко проникающий разрыв 15 – 100 м с объемом закачки до 100 т проппанта. Используют в коллекторах со средней и высокой проницаемостью;
–массированный (большеобъемный) разрыв более 100 м с объемом закачки более 100 т проппанта. Используют в коллекторах с проницаемостью менее 0,001 мкм2.
Для расширения трещин гидроразрыва в карбонатных коллекторах (СаСО3 > 50%) часто используют обработку образовавшихся трещин кислотными растворами – кислотный ГРП. Трещины остаются частично раскрытыми из-за химической неоднородности пластов-коллекторов.
Всильно неоднородных и прерывистых пластах, при соответствующих размерах «крыльев» трещин, ГРП обеспечивает увеличение охвата пласта заводнением за счет подключения неохваченных дренированием пропластков и линз. В определенных случаях массированный ГРП может вызвать уменьшение охвата пласта заводнением. Так, в случае рядной системы размещения скважин ГРП с направлением трещин поперек рядов может привести к уменьшению охвата пласта заводнением за счет изменения направлений фильтрации воды в полосе между рядами нагнетательных и добывающих скважин. Для площадных систем заводнения, при соответствующей длине, трещина разрыва деформирует линии тока в элементе сетки.
Вмалопроницаемых пластах ГРП увеличивает охват пласта заводнением, позволяет увеличить рентабельный срок эксплуатации скважин или обеспечить более высокие накопленные объемы добычи нефти. Ряд месторождений Нефтеюганского региона (Западная Сибирь) с малопроницаемыми пластами не могут быть рентабельно разработаны без применения ГРП из-за низких дебитов скважин. К таким месторождениям относятся Приобское, Приразломное, Малобалыкское, Обминское и ряд других. В связи с этим в ООО «РН-Юганскнефтегаз» (подразделение ОАО «Роснефть») ГРП рассматривают как метод регулирования разработки месторождений с низкопродуктивными коллекторами. Так, за период с 1992 по 2004 гг. на одном из крупнейших месторождений страны – Приобском (в пределах северной лицензионной территории) – было выполнено более 1300 ГРП (включая более 500 скважино-операций на вновь вводимых из бурения скважин), в результате чего было обеспечено до 50% всей добычи нефти.
ГРП применяют во всех нефтяных регионах страны, в основном в малопроницаемых, высоко расчлененных пластах, для получения рентабельных дебитов добывающих скважин и стабильной приемистости нагнетательных скважин с подключением в разработку тонкослоистых слоев и линз.
Достижения последних лет в области технологий ГРП позволили расширить геологофизические условия применения ГРП и успешно использовать их в пластах малой толщины и в пластах высокой проницаемости (для предотвращения выноса песка - путем создания подобия гравийных фильтров).
За несколько лет процесс неуправляемого разрыва призабойной зоны пласта превратился в новые технологические решения для различных геологических условий. Локальный гидроразрыв,
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
44
ГРП с использованием специальных реагентов для обработки пористой среды, массированный ГРП, кислотный ГРП, пенный ГРП, термо-газо-кислотный, азотно-пенный, многоэтапный и так далее – известно более 50 хорошо отработанных технологий ГРП, зарегистрировано около 4000 патентов на различные изобретения в области проведения ГРП.
По имеющимся в печати (неполным) данным в России ежегодно проводят ~9000 ГРП на эксплуатационных и нагнетательных скважинах, что, в основном, связано с активным вводом в
эксплуатацию скважин, разрабатывающих малопроницаемые пласты.
Перспективной является технология ГРП в горизонтальных скважинах – многостадийный ГРП. Объемы применения этой технологии при разработке малопроницаемых пластов постоянно возрастают. Так, на Самотлорском месторождении с 2009 по 2013 гг. число ежегодных операций многостадийного ГРП возросло с 3 до 171, а к 2018 г. планируется увеличение до ~700.
Подчеркнем, что наибольшую эффективность ГРП обеспечивает в малопроницаемых пластах, в «обычных» геолого-физических условиях использование ГРП может привести к опережающему обводнению пластов и отрицательным результатам.
Влияние ГРП на оборудование и подготовку нефти. Чтобы хорошо удерживать проппант жидкости разрыва должны обладать повышенной, по сравнению с водой, вязкостью. Поэтому уже более 60 лет для ГРП используют жидкости на гуаровой основе – загущенную воду и гели (вначале использовали крахмал). Интересный факт: нефтяные гели для ГРП «родились» из исследований по совершенствованию напалмов. В качестве понизителей трения в жидкостях разрыва используют ПАА. После проведения ГРП и запуска добывающей скважины в работу часть жидкости разрыва и проппанта «вымываются» из пласта добываемой жидкостью и поступают в погружное насосное оборудование, трубопроводы и поверхностное оборудование.
Массовое использование ГРП привело к возникновению нового типа осложнений в работе погружного насосного оборудования, причиной которого является вынос проппанта (в том числе раскрошенного) и продуктов разрушения пласта - мелкой песчаной и супесчаной взвеси - механических примесей. Масса выносимых механических примесей - от сотен кг до десятков тонн. Это приводит к преждевременному износу и отказам оборудования. Повышенная концентрация механических примесей в добываемой жидкости разрушает рабочие колеса УЭЦН, опорные и промежуточные подшипники насосов, а также увеличивает нагрузки на вал на скручивание, что приводит к срезанию шлицевой части либо слому вала по телу. Указанные причины существенно уменьшают время наработки УЭЦН на отказ.
В лекции 5 мы отмечали, что ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют процесс подготовки нефти.
Проппант, при его наличии в перекачиваемых по промысловым трубопроводам жидкостях, действует как абразив, то есть с точки зрения влияния на коррозию так же, как механические примеси – усиливает локальное разрушение внутренней поверхности труб. Вид и интенсивность коррозивных разрушений зависят от скорости потока жидкости, концентрации и компонентного состава проппанта; в частности, нередко происходит усиление коррозионно-эрозионного износа металла по нижней образующей.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
45
Рисунок 12. Отложения на фильтре мультифазного насоса после ГПР. Состав отложений: проппант, полимер (гель), механические примеси, нефть. Салымское месторождение (Нефтеюганский район), 2017 г.
Основные расчетные показатели процесса ГРП – давление разрыва, расход рабочих жидкостей и проппанта, радиус трещин, проницаемость трещин, призабойной зоны и всей дренажной системы, дебит скважины после ГРП, тип и количество агрегатов для проведения ГРП, ожидаемая эффективность.
Методика и пример расчета приведены в монографии
Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа – М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2008. – 296 с., ил.
или
Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. Учебник для нефтяных техникумов, 3-е изд., перераб. и доп., М. «Недра», 1979, 271 с.
Для углубленного изучения ГРП рекомендуется монография
Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. Учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. – М.: Недра, 1986, 165 с.
Уплотнение сетки скважин в процессе разработки широко использовали (и используют) на месторождениях всех нефтедобывающих регионов России. В большинстве случаев уплотняющее бурение оказалось эффективным, хотя были и неудачные случаи применения этого метода. Эффективность метода зависит от ряда факторов: геологического строения пластов, их неоднородности и прерывистости, реализуемой системы разработки, вида и плотности сетки скважин, степени выработки пласта к началу осуществления уплотняющего бурения.
В то же время «чрезмерно» высокие эффекты от бурения уплотняющих скважин наводят на мысль о том, что, возможно, на таких месторождениях были использованы слишком редкие первоначальные сетки скважин или были возможности для выделения в эксплуатационные объекты меньшего количества пластов, то есть уплотнение, по сути, являлось корректировкой проектной сетки скважин.
Уплотнение сетки скважин, при правильном учете геологических и технологических факторов, является одним из наиболее действенных методов увеличения охвата пласта воздействием.
Бурение горизонтальных скважин. Основные направления использования горизонтальных скважин:
–«обычные пласты» – за счет «геометрии» (контакт с пластом);
–«газовые шапки и подошвенная вода»;
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
46
–низкопродуктивные зоны;
–карбонатные пласты с системой естественных трещин.
Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России горизонтальных скважин неуклонно растет (рис. 12), в 2007 г. оно составляло ~ 400 шт. Годовая добыча нефти по вновь введенным в 2007 г. горизонтальным скважинам составила более 4 млн. т. Горизонтальные скважины используют на различных по своим характеристикам месторождениях для решения разнообразных задач, в том числе для повышения охвата пласта воздействием.
Число горизонтальных скважин
450 400 350 300 250 200 150 100 50 0
4.5 |
|
|
4.0 |
|
|
3.5 |
млн.т |
|
3.0 |
||
нефти, |
||
2.5 |
||
|
||
2.0 |
Добыча |
|
1.5 |
||
|
||
1.0 |
|
|
0.5 |
|
|
0.0 |
|
Число горизонтальных скважин 
Добыча нефти из горизонтальных скважин, млн. т
Рисунок 13. Динамика ввода в эксплуатацию горизонтальных скважин и добыча из них нефти за
1995 – 2007 гг.
Горизонтальные скважины не следует рассматривать как панацею для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются примеры невысокой эффективности горизонтальных скважин вследствие различных причин: не учет геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин c дренированием удельных объемов соседних скважин и др. Возможность применения горизонтальных скважин в каждом конкретном случае должна быть обоснована технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.
Бурение боковых (вторых) стволов скважин. Основные направления использования боковых стволов скважин:
–выработка остаточных запасов из незатронутых дренированием зон;
–восстановление (совершенствование) системы разработки (без/или в сочетании с другими геолого-техническими мероприятиями);
–уплотнение сетки скважин;
–«газовые шапки и подошвенная вода»;
–низкопродуктивные и краевые зоны.
Наряду с чисто экономическими преимуществами боковых стволов скважин для уплотнения сеток скважин немаловажным фактором является возможность «адресной» проводки боковых стволов на остаточные запасы нефти, «точечным» использованием их в зонах повышенной концентрации остаточных запасов. Хорошо изученное геологическое строение пласта позволяет практически во всех случаях получить положительный результат.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts
47
Объем бурения боковых стволов скважин в России за последние десятилетия существенно вырос, число пробуренных боковых стволов скважин за 2007 г. оценивается в 940 – 960 шт. Добыча нефти за счет боковых стволов скважин, завершенных бурением в 2007 г., в целом по стране оценивается на уровне 4 млн. тонн.
Вовлечение в разработку остаточных запасов нефти боковыми стволами скважин достигается за счет двух основных факторов. Первым из них является отбор нефти из пропластков
вобводненных зонах пластов непосредственно боковыми стволами, пробуренными в эти зоны. Вторым механизмом увеличения охвата пласта воздействием является перераспределение потоков
впластах и вовлечение в процесс фильтрации остаточной нефти из застойных зон. В газонефтяных месторождениях, наряду с указанными механизмами воздействия на остаточные запасы нефти боковыми стволами скважин, отбирается также часть невыработанных запасов в области водонефтяного и газонефтяного контакта. Накопленный к настоящему времени опыт бурения и эксплуатации боковых стволов на многих месторождениях в России показывает, что использование боковых стволов скважин (особенно с горизонтальным участком) является одним из наиболее эффективных способов увеличения коэффициента охвата пластов воздействием в самых разнообразных условиях их разработки.
Втаблице приведены наиболее общие показатели применимости методов ГРП, бурения горизонтальных скважин и боковых стволов скважин (И.Т. Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, А.А. Лутфуллин, ГКЗ Роснедра).
|
|
|
|
Благоприятные пластовые условия |
|
Неблагоприятные |
||||
Технология |
Толщина |
Нефтенасы- |
Проницае- |
Вязкость |
Коэфф. |
Коэфф. |
||||
щенность., |
мость, |
песчанис- |
расченен- |
условия |
||||||
|
|
|
пласта, м |
нефти |
||||||
|
|
|
% |
мкм2 |
тости |
ности |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Близкое |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
расположение |
|
|
|
|
|
|
< 0,5(> 0,5 |
|
|
|
газоводонефтяного |
|
|
|
|
|
|
– спец. |
|
|
|
контакта. |
|
|
|
|
|
|
виды ГРП |
не |
не |
не |
2. Небольшая, менее 5 |
|
|
|
|
|
|
с |
м, толщина покрышки. |
||||
ГРП |
|
≥ 2,0 |
≥ 35 |
имеет |
имеет |
имеет |
||||
|
созданием |
3. Высокая |
||||||||
|
|
|
|
|
значения |
значения |
значения |
|||
|
|
|
|
|
короткой |
трещиноватость |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
трещины |
|
|
|
коллектора. |
|
|
|
|
|
|
разрыва) |
|
|
|
4. Высокие (более 600 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
атм.) пластовые |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
давления. |
|
Бурение |
|
|
|
|
|
|
|
|
1. Высокая слоистая |
|
горизонт. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
неоднородность. |
|||
скважин, |
в |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
не |
|
|
2. Высокая |
||||
том |
числе |
|
|
|
|
|
||||
≥ 2,0 |
≥ 40 |
≥ 0,001 |
имеет |
> 0,3 |
< 5 |
вертикальная |
||||
боковых |
|
|||||||||
|
|
|
|
значения |
|
|
анизотропия. |
|||
стволов |
|
с |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
3. Значительная |
|||
горизонт., |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
толщина пласта. |
|||
участком |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Бурение |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
наклонно |
|
|
|
|
|
|
|
1. Высокая |
||
направл. |
и |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
не |
не |
не |
вертикальная |
||||
пологих |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
≥ 2,5 |
≥ 40 |
≥ 0,001 |
имеет |
имеет |
имеет |
анизотропия |
||
скважин, |
в |
|||||||||
|
|
|
значения |
значения |
значения |
(снижается |
||||
том |
числе |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
эффект). |
||||
боковых |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
стволов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|