ГРП – процесс, предполагающий обработку ПЗС и преследующий цель по образованию новых и расширению уже имеющихся в породах ПЗС трещин. Результат, ожидаемый после проведения ГРП, заключается в увеличении проницаемости пласта на участке трещинообразований и, как следствие, улучшении жидкостного притока. Такие результаты достигаются при создании значительных давлений на забое скважины путем закачки вязкой жидкости с большим расходом в породу. Это позволяет быстро повысить забойное давление. Расширение имевшихся и возникновение новых трещин происходит при превышении созданным давлением гидростатического почти в два раза [11]. Сохранение полученных трещин раскрытыми обеспечивается тем, что их заполняет песок, вводимый с жидкостью. Через некоторое время закачанную жидкость выносят из породы при эксплуатировании.
Итак, ГРП применяют, чтобы:
1) увеличить продуктивность и приемистость добывающих и нагнетательных скважин соответственно;
2) регулировать по пластовой мощности приток и приемистость;
3) создать в обводненных скважинах водоизолирующие экраны [1].
Сравнительно недавно ГРП проводили лишь в низкодебитных скважинах, однако начало девяностых годов за границей ознаменовалось применением гидроразрыва в скважинах высокого дебита. При применении гидроразрыва в высокодебитной скважине приоритетным считается получение широких и укороченных трещин, которые могли бы проникать за границы кольматирующей зоны. Масштабы действия на ПЗС в пластах высокой проницаемости существенно ниже. При этой операции требуется небольшое количество оборудования по приготовлению рабочей жидкости, а закачка сопровождается сроками менее часа. Эффективность метода доказана на Ближнем Востоке, в Канаде, Индонезии, США [12].
Применение ГРП в отечественной практике датируется 1952 годом, а уже в период с 1958 по 1962 г. количество операций превысило 1500. В последние годы большим числом проведения ГРП характеризуется Западная Сибирь, т.к. наблюдается существенное снижение добычи углеводородов [6].
Процесс гидроразрыва включает две основные стадии по закачиванию жидкостей. Первая стадия сопровождается закачиванием в скважину первоначальной жидкости разрыва без проппанта. Такая жидкость носит название «подушки». Сквозь отверстия обсадной колонны, образованные после процесса перфорации, жидкость под давлением продавливают в породу с определенной скоростью, которой оказывается достаточно, чтобы разорвать пласт и образовать новые трещины [13]. На второй стадии закачивают жидкость-песконоситель, содержащую проппант. Благодаря ей сквозь перфорационные отверстия проппант доставляется в возникшую трещину. По завершении операции закачки трещина, наполненная проппантом, смыкается и удерживает в себе проппант что не дает проппанту выйти из нее при вымывании жидкости и при добыче.
Рассмотренный метод разрыва является традиционным. Также существует новый способ разрыва. При нем создается сеть открытых каналов, которые проходят свозь набивку проппанта, и так увеличивают трещинную проводимость [14].
Таким образом, двумя основными материалами, закачиваемыми в скважину при ГРП, являются:
1) проппант;
2) жидкость гидроразрыва [10].
Эффект от операции разрыва обусловлен главным образом составом и физико-химическими свойствами выбранной жидкости разрыва. Основная цель применения жидкости разрыва – передача к забою энергии с поверхности, чтобы раскрылись трещины и наполнитель оказался в месте назначения [2].
К качеству жидкостей, используемых при ГРП, предъявляются следующие требования:
– обладание динамической вязкостью, которой хватит, чтобы создать высокопроводные трещины;
– низкая фильтруемость, что обеспечивает получение трещин требуемого размера с минимально возможными жидкостными затратами;
– способность увеличивать коллекторскую проницаемость;
– давление на трение должно теряться минимально при движении жидкости по трубам;
– после операции жидкости должны легко извлекаться из пород;
– наименьшая коррозионная активность;
– должны способствовать тому, чтобы песок равномерно размещался и закреплялся в трещинах [16].
Жидкости разрыва в добывающих скважинах – жидкости, с основой в виде углеводородов (нефть и переработанные продукты). Скважины, нагнетающие жидкость, используют жидкости, с основой в виде воды. В основном вязкость жидкостей составляет 50–500 МПа·с. Жидкость продавки должна быть минимальной вязкости и с малым коэффициентом трения [6].
Проппант представляет из себя твердые частички, удерживающие трещины открытыми, не давая сомкнуться, а также сохраняющие образованные каналы, чтобы была возможность дренирования пласта скважиной. Твердые частички сортируются по размерам и сферичности таким образом, чтобы создавался как можно более эффективный путь для притока в набивке из проппанта, по которому обеспечивался бы свободный сток в ствол скважины флюидов из пласта [10].
На данный момент в промышленности применяются следующие три вида проппанта:
– песок;
– проппант, обладающий средними прочностными свойствами;
– высокопрочный боксит, обладающий высокими прочностными свойствами [15].
Закачиваемый в трещину проппант должен иметь прочность, достаточную для выдерживания давления, которое возникает, когда закрывается трещина [18].
Если проппант способен удерживать трещинную ширину, не нарушая ее целостности, то обеспечивается высокая трещинная проницаемость, и полученной проводимости хватит, чтобы поддерживать скважинную производительность после обработки на высоком уровне [17].
Показатели трещины, закрепляемой проппантом, находятся в прямой зависимости от его свойств. Достаточно высоким является эффект от использования гидроразрыва с проппантом в песчаной и карбонатной породах [19].
Рассмотрим данные скважин Абдулловского месторождения, к которым был применен гидроразрыв с проппантом (табл. 1).
Таблица 1
Данные по ГРП на скважинах Абдулловского месторождения
|
Номера скважины |
Параметры до ГРП |
Параметры после ГРП |
Фактический прирост после ГРП |
|||||
|
Qн, т/сут |
Qж, м3/сут |
Обводненность, % |
Qн, т/сут |
Qж, м3/сут |
Обводненность, % |
Qн, т/сут |
Qж, м3/сут |
|
|
2615 |
4,2 |
5 |
8 |
10,8 |
13,2 |
8,9 |
6,6 |
8,2 |
|
229РТМ |
3 |
4,8 |
31 |
16 |
37 |
52 |
13 |
32,2 |
|
1825 |
1,5 |
3 |
45 |
13,9 |
31,4 |
51,1 |
12,4 |
28,4 |
|
1804 |
7,6 |
11,7 |
24 |
17,6 |
31,8 |
35 |
10 |
20,1 |
|
125РТМ |
2,3 |
3,9 |
30 |
12,9 |
20,7 |
24,9 |
10,6 |
16,8 |
|
2183 |
1,3 |
2 |
25 |
14,2 |
23,5 |
27,1 |
12,9 |
21,5 |
|
153РТМ |
0,9 |
1,4 |
25 |
11,3 |
19,1 |
28,3 |
10,4 |
17,7 |
|
2202 |
5,2 |
8,1 |
23 |
15,4 |
20,6 |
10 |
10,2 |
12,5 |
|
192РТМ |
3,7 |
5,5 |
18 |
23,2 |
31 |
10 |
19,5 |
25,5 |
|
1803 |
5,1 |
7,3 |
16 |
25,6 |
39,9 |
22,7 |
20,5 |
32,6 |
|
217РТМ |
1,3 |
2 |
25 |
15,5 |
41,7 |
55,3 |
14,2 |
39,7 |
|
2278 |
3,8 |
6,8 |
32 |
14,7 |
27 |
34,4 |
10,9 |
20,2 |
Рис. 1. Фактические приросты дебита нефти
Табл. 1 содержит данные о динамике ряда основных параметров добычи до и после проведения процесса.
Наглядно динамика основных показателей добычи показана на рис. 1 и 2.
Использование гидроразрыва с проппантом привело к существенному увеличению добычи нефти. Так, фактический прирост дебита нефти составил для скважин: 2615 – 6,6 т/сут, 229РТМ – 13 т/сут, 1825 – 12,4 т/сут, 1804 – 10 т/сут, 125РТМ – 10,6 т/сут, 2183 – 12,9 т/сут, 153РТМ – 10,4 т/сут, 2202 – 10,2 т/сут, 192РТМ – 19,5 т/сут, 1803 – 20,5 т/сут, 217РТМ – 14,2 т/сут, 2278 – 10,9 т/сут.
Это доказывает целесообразность и эффективность проведенных ГРП.
Особый интерес представляет проведение повторного ГРП на скважине 2223Б.
Табл. 2 содержит данные динамики ряда основных параметров добычи до и после гидроразрыва на скважине 2223Б в 2012 и 2013 годах (повторный ГРП).
На рис. 3 наглядно представлена динамика параметров первичного и вторичного ГРП.
По рис. 3, 4 мы можем судить о неэффективности применения вторичного ГРП на скважине 2223Б.
Наблюдается резкое снижение дебита нефти с 0,9 до 0,1 т/сут и значительное повышение обводненности с 30 до 95,9 %.
Рис. 2. Динамика основных показателей добычи до и после ГРП на скважинах Абдулловского месторождения
Таблица 2
Данные по ГРП на скважине 2223Б
|
Год проведения ГРП |
Параметры до мероприятия |
Параметры после мероприятия |
Фактический прирост после ГРП |
|||||
|
Qн, т/сут |
Qж, м3/сут |
W, % |
Qн, т/сут |
Qж, м3/сут |
W, % |
Qн, т/сут |
Qж, м3/сут |
|
|
2012 |
1,4 |
2 |
17 |
14,2 |
24,6 |
30,4 |
12,8 |
22,6 |
|
2013 |
0,9 |
1,5 |
30 |
0,1 |
2,6 |
95,9 |
–0,8 |
1,1 |
Рис. 3. Динамика основных показателей добычи первичного и вторичного ГРП скважины 2223Б
Рис. 4. Дебиты до и после ГРП скважины 2223Б
Использование гидроразрыва в высокодебитных газодобывающих скважинах часто ведет к выносу из пласта проппанта. Основные проблемы (проппант увлекается газом, оборудование подвергается эрозии, проппант откладывается в установках, предназначенных для сепарации, а также в других установках, располагаемых на поверхности), которые связаны с его выносом, имеют решение. Проблема выноса проппанта наиболее часто встречается в газовых, нежели в нефтяных, скважинах, т.к. осуществляется пробковый, а также турбулентный режимы течения газа, происходит его расширение и т.п. [7].
Решением данной проблемы может стать применение проппанта, покрытого смолой, который позволяет эффективно контролировать его вынос в нефтяных скважинах с высокими дебитами [9]. Также одним из решений данной проблемы является более тщательное проектирование оборудования, способного наиболее эффективно противостоять эрозии [19].
Рассматриваемая скважина является низкодебитной (дебит ниже 85 т/сут), поэтому к проблеме неэффективности проведенного на ней повторного ГРП в принципе не может быть отнесен вынос проппанта. В этом случае причиной может стать осаждение проппанта [20].
В скважинах с низким дебитом обсадная колонна может послужить местом, в котором будет осаждаться проппант. Осаждение проппанта может привести к потере проводимости в приствольной зоне, ведущей к тому, что добыча полностью прекратится, так как продуктивная зона полностью перекроется проппантом. Во избежание этой проблемы необходимы периодические промывки [3]. Причиной неудачи проведенного гидроразрыва может стать нерациональный выбор объема, скорости закачки проппанта и разрывных жидкостей [8]. Превышение критического давления, при достижении которого происходит разрыв экранов из глины, выполняющих роль отделителей нефтенасыщенных пластов от водонасыщенных, или превышение темпов изменения размера трещины, может привести к гидродинамическому контакту пластов с добывающей или нагнетательной скважинами. При таком контакте резко повышается обводненность скважинной продукции, снижается текущая добыча флюида [5].
К причинам понижения дебита после проведения повторного гидроразрыва можно отнести отклоняющее действие проппанта от первичного ГРП, извлечение в недостаточном количестве отработавшей жидкости ГРП, различные технологические причины в процессе гидроразрыва. Также на использование вторичного ГРП влияют особенности геологических и физических условий [4].
Также в качестве причины неэффективности вторичного ГРП можно назвать некорректную проектировку технологии использования вторичного гидроразрыва и неоптимальную работу скважинных оборудований [21].
Так, использование ГРП на Абдулловском месторождении привело к существенному росту нефтедобычи, что доказывает рациональность расчетов параметров процесса и корректный выбор оборудования и выполнения технологии процесса.
Вторично проведенный гидроразрыв на скважине 2223 Б не дал положительного эффекта, что обусловлено рядом вышеназванных причин. Следовательно, перед применением повторного гидроразрыва к другим скважинам необходимы более тщательные расчеты параметров процесса, а также оптимизации режима работы скважинного оборудования.
Рецензенты:
Арсланов И.Г., д.т.н., профессор, зав. кафедрой «Механика и технология машиностроения», ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» филиал, г. Октябрьский;
Галлямов И.И., д.т.н., профессор, кафедра «Информационные технологии математических и естественных наук», ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» филиал, г. Октябрьский.