Технология применения гидравлического разрыва пласта

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – процесс обработки призабойной зоны пласта с целью образования новых, расширения и углубления естественных трещин в породах призабойной зоны скважины для улучшения условий притока пластовой жидкости в скважину. Цель достигается созданием высокого гидравлического давления на стенки скважины (в 1,5-2,5 раза превышающего гидростатическое) с последующим заполнением трещин специальным крупнозернистым наполнителем для предотвращения их обратного смыкания [2, 9]. ГРП считается одним из наиболее эф- фективных методов повышения нефтеотдачи, используемый на протяжении многих лет, как в России, так и за рубежом [5].

Факторы, обеспечивающие успех планируемых работ по гидроразрыву пласта: 1) наличие необходимой ресурсной базы; 2) наличие большого фонда скважин, перспективных для проведения гидроразрыва; 4) осуществление гидроразрыва пласта фирмами, обладающими большим опытом проведения такого рода работ, 5) использование своевременной высококачественной зарубежной техники, технологии и материалов, обеспечивающих стабильный успех гидроразрыва пласта.

Возможные факторы риска проведения гидравлического разрыва пласта: 1) снижение технологического эффекта от планируемых операций в связи с тех, что наиболее перспективные для гидроразрыва скважины уже обработаны; 3) опасность возникновения трещин в водоносных зонах залежи, что ведёт к быстрой обводнённости продукции; 4) недостаточная геологическая изученность месторождений; 5) сложное геологическое строение объектов разработки.

Основная задача гидроразрыва пласта заключается в переводе в разработку нерентабельных и низкорентабельных залежей, в разряд рентабельных.

Особенность ГРП от прочих методов повышения нефтеотдачи заключается в том, что путем закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных трещин или образование искусственных трещин в продуктивном пласте. Далее, при закачке песчано-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образовавшихся трещин с сохранением их высокой пропускной способности после завершения процесса а снятия избыточного давления [3, 7].

Технология проведения ГРП. В качестве специальной арматуры для проведения ГРП может быть использована устьевая арматура 2АУ-700 (ТУ26-16-47-77) или импортная арматура (типа фирмы "Стюарт и Стивенсон") с рабочим давлением более 70 Мпа. Для проведения операции ГРП на скважину завозится, а после выполнения операции вывозится специальный комплект НКТ диаметром 89 мм. Диаметр НКТ 89 мм определен из условия обеспечения интенсивности закачки рабочей жидкости 4-6м3/мин. Толщина стенки труб и марка стали определяются из условия создания запаса прочности на внутреннее давление (коэффициент 1,32) при максимально возможном значении рабочего давления и обеспечения прочности на растяжение (коэффициент запаса прочности 1,42) в наклоннонаправленных скважинах с интенсивностью искривления до 2° на 10 м. Расчет комплекта колонны НКТ осуществляется согласно "Инструкции по расчету колонн насосно-компрессорных труб" [5, 8].

Колонна НКТ в нижней части комплектуется пакером, опрессовочным клапаном и реперным патрубком, устанавливаемым через 2-3 трубы от пакера. Резьбовые соединения НКТ герметизируются смазкой Р-402 или лентой ФУМ. После спуска до намеченной по плану работ глубины колонна НКТ и устьевой оборудование подвергается гидравлическому испытанию (предварительно бросив в НКТ шар опрессовочного клапана). Величина давления опрессовки на 10% выше максимального рабочего давления на устье, но не более допустимого внутреннего давления на трубы и устьевую арматуру. Время выдержки давления 30 мин, допустимое снижение давления – 1 МПа [4]. После опрессовки шар опрессовочного клапана вымывается обратной промывкой (в количестве двух объемов НКТ). Тип пакера для ГРП выбирается по действующим ТУ или используется импортный пакер типа "Самсо" в зависимости от ожидаемого рабочего давления. Скорость спуска НКТ с пакером не более 1м/сек. Установка пакера осуществляется в соответствии с инструкцией по эксплуатации принятого типа пакера. Эксплуатационная колонна в месте посадки пакера предварительно прорабатывается гидромеханическим устройством (скрепером). Пакер устанавливается на 10-20м выше интервала перфорации колонны. Глубина установки пакера уточняется привязкой реперного патрубка к интервалу перфорации геофизическими измерениями (ЛМ, ГК). Перед посадкой пакера в НКТ закачивается нефть (дизельное топливо, техничская вода). Потребный объем нефти определяется внутренним объемом НКТ в зависимости от глубины их спуска. Нефть подвозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется исходя из потребного объема нефти. После посадки пакер испытывается давлением в 12 МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается). После герметизации устья и опрессовки пакера демонтируются подъемный агрегат, рабочая площадка, мостки и стеллажи для труб.

Рабочая жидкость для проведения операции ГРП завозится на скважину к началу операции в автоцистернах АЦН-10 или других передвижных емкостях. Вся спецтехника для проведения ГРП устанавливается на площадке в соответствии с утвержденной схемой ее расстановки. Необходимое количество автоцистерн определяется и условия подвоза всего необходимого объема рабочей жидкости до начал подготовительных работ к ГРП и подачи жидкости по мере необходимости. Одним из основных параметров операции ГРП являются давление разрыва пласта Рр , которое определяется, исходя из геолого-физических характеристик пласта, и рабочее давление на устье Ру . На основании анализа имеющегося опыта в регламенте принимается, что образование трещин в пласте происходит при значении забойного давления, превышающего гидростатическое Рг в 2,5 раза.

Закачка жидкости разрыва пласта и пескожидкостной смеси производится с максимально возможной скоростью при забойном давлении близким к давлению разрыва пласта (максимальном значении Ру). Обратная промывка скважины перед подъемом пакера и сцелью очистки забоя от остатков песка производится не менее одного цикла с контролем плотности солевого раствора. Глушение скважины производится солевым раствором одним агрегатом ЦА-320М. Потребный объем солевого раствора принимается равным 1,5 объемам скважины. Солевой раствор на скважину завозится автоцистернами АЦН-10, количество которых определяется из условия завоза расчетного количества раствора за один рейс и слива его в ЦА-320М без оста- новки процесса глушения. Глушение скважин, эксплуатируемых насосным способом, производится в 2 этапа. На первом этапе в скважину закачивается солевой раствор, объем которого равен объему скважины до глубины установки насоса. Во втором этапе закачивается такой же объем раствора после простаивания скважины на период ожидания замещения нефти раствором.

Опрессовка НКТ 89 мм и промывка скважины с вымывом опрессовочного шара производится одним насосным агрегатом фирмы "Стюарт и Стивенсон". Проработка скважины скрепером, промывки скважины, замена солевого раствора на нефть (дизельное топливо, техническую воду), опрессовка пакера производятся одним агрегатом ЦА-320 М [6, 11, 12].

После спуска глубиннонасосного оборудования в скважину производится опрессовка: – при ЭЦН-НКТ на бМПа, кабельного ввода – на 4 МПа; – при ШГН – НКТ и СУСГ на 4 МПа. Работа выполняется одним ЦА-320М.

К инвестированию предлагаются четыре месторождения, на которых получены наиболее высокие результаты и ожидается высокая дополнительная добыча нефти: Мало-Балыкское месторождение (ачимов-ская толща); Приразломное месторождение (пласт БС4-5); Средне-Асомкинское месторождение (пласт Ю1); Приобское месторождение (пласт А10, А11). [1, 6, 7].