Розробка Штормового родовища

3. Проектування методу освоєння свердловини

3.1 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабопроникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від забруднення, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

¾              Гідравлічний розрив пласта.

¾              Соляно-кислотна обробка.

¾              Термо- кислотна обробка.

¾              Гідропіскоструминна перфорація.

¾              Гідрогазопіскоструминна перфорація

¾              Торпедування свердловини.

¾              Застосування кавітаційно– пульсаційного методу.

¾              Нафтові та газоконденсатні ванни.

¾              Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

¾              Глино-кислотна обробка свердловини.

¾              Застосування ядерних вибухів та ін.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші. Ефективність проведення ГРП залежить від:

¾         фізико-механічних властивостей пласта;

¾         умов залягання пласта;

¾         якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал відбувається руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск. Гідрогазопіскоструминна перфорація від попередньої відрізняється тим, що робоча рідина є газованою.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:

¾   можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

¾   цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

¾   краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

¾   прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

¾   після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;

¾   довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

¾   при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

Основним призначенням теплової дії на привибійну зону свердловини є збільшення проникності привибійної зони за рахунок розчинення на стінках пор відкладів парафіну й абсорбційно-сульфатних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт біля свердловини нагрівається двома способами:

¾   за допомогою нагрівача, який розташовується на вибої свердловини (елктронагрівач, газова горілка або термоакустичний нагрівач);

¾   закачка теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).

Найбільше застосування в промисловості знайшли циклічний та стаціонарний електронагрів, термоакустична та пароциклічна дія на привибійну зону. Кожний з цих методів має свою специфіку та область використання, а також має свої переваги і недоліки.

Використання кавітаційно – пульсацій них технологій очищує ПЗП за рахунок створення значних імпульсів тиску в перфораційних каналах.Соляно-кислотна обробка пласта дає хороший результат, якщо її провести в слабопроникних карбонатних колекторах; в глинистих пісковиках дає результат застосування глино-кислотної обробки (суміш соляної та плавикової кислот HCl+HF). В щільних слабопроникних колекторах при відсутності карбонатів можна отримати хороший результат зробивши гідравлічний розрив пласта. Якщо продуктивний пласт високо проникний, то в процесі буріння свердловини в нього проникає значна кількість бурового розчину і його фільтрату: чим більша проникність, тим більше засмічування. В таких випадках може дати хороший результат глинокислотна обробка, а при відсутності суміші кислот HCl+HF, можна отримати результат застосувавши нафтову або газоконденсатну ванну.

3.2 Проектування проведення ГРП

Гідралічне щілинування (розрив) пласта (ГРП) – це метод утворення нових тріщин або розширення деяких існуючих у пласті внаслідок нагнітання у свердловину рідини або піни з високим тиском. Щоб забезпечити високу проникність, тріщини заповнюють закріплюючим агентом, наприклад кварцовим піском. Під дією гірничого тиску закріплені тріщини змикаються неповністю, в результаті чого значно збільшується фільтраційна поверхня свердловини, а іноді включаються в роботу й зони пласта з кращою проникністю.

Утворення нових тріщин або розкриття існуючих можливе, якщо тиск, створений в пласті при нагнітання рідини з поверхні, стає більшим від місцевого гірничого тиску. Зауважимо, що утворення нових тріщин характеризується різким зниженням тиску на гирлі свердловини на 3….7 МПа. Розкриття існуючих тріщин відбувається при незмінному тиску або його незначному збільшенні. В обох випадках зростає коефіцієнт приймальності свердловини, який після ГРП повинен збільшитись щонайменше у три-чотири рази, що вважають критерієм можливого закріплення тріщин піском.

Тріщини ГРП у неглибоких (до 900 м) свердловинах мають горизонтальну орієнтацію, а в глибоких – вертикальну, або похилу, близьку до вертикальної. Тріщини розвиваються у тій площині, де найменші сили опору, тобто найменший гірничий тиск. Наприклад, напрямок розвитку тріщин на деформованих антиклінальних складках Передкарпаття переважно збігається з напрямком короткої їх осі.

ГРП застосовують у будь-яких породах за винятком пластичних сланців і глин. Це метод не тільки відновлення природної продуктивності свердловин, але й значного їх збільшення.

Застосовувані технології звичайних ГРП передбачають неглибоке закріплення тріщин ( близько 10 т піску ) і забезпечують дво, трикратне збільшення поточного дебіту нафтових, газових або приймальності нагнітальних свердловин у низькопроникних (до 0,05 мкм2 ) пластах, товщиною не менше п’яти метрів, які залягають на глибинах до 3500 м, а також у пластах з дещо більшою проникністю (до 0,15 мкм2 ), але дуже забрудненою привибійною зоною.

Зі збільшенням кількості піску до 20 т здійснюють глибокопроникний ГРП, який сприяє значному збільшенню фільтраційної поверхні, зміцьнює характер припливу рідини від радіального до лінійного з підключенням нових зон пласта, ізольованих внаслідок макронеоднорідності. Тріщини такого ГРП сягають 100….150 м довжини при ширині 10…20 мм.

У газоносних пластах проникністю до 0,001 мкм2 застосовують масивний ГРП, під час якого розвиваються тріщини довжиною до 1000 м, закріплені до 300 т піску. Масивний ГРП дуже дорогий, тому він передбачений у кошторисі будівництва свердловини й збільшує її вартість на 50 %.

Для проведення ГРП у свердловину на НКТ спускають пакер, що ділить її стовбур на дві частини і захищає верхню частину експлуатаційної колони від високого тиску. Гирло свердловини обладнують арматурою, наприклад 2АУ-700, на робочий тиск до 70 Мпа. Усі насосні агрегати (до 10 шт.) для нагнітання рідини ГРП, наприклад 4АН-700, обв’язують з арматурою гирла свердловини через блок маніфольда (1БМ-700). Рідини для ГРП транспортують автоцистернами по 20 м3, або ж складають у стаціонарних резервуарах по 50 м3, загальною місткістю 100…300 м3. Допоміжні насосні агрегати (ЦА-320М) помпують рідину в піскозмішувач (4ПА), з якого відцентровим насосом спочатку тільки рідина, а потім рідина з піском спрямовуються на вхід насосних агрегатів (4АН-700) для нагнітання в свердловину.

Щоб провести ГРП зі свердловини, піднімають НКТ та інше глибинне устаткування ( насосне, газліфтне), шаблонують експлуатаційну колону, спускають пакер на НКТ і обпресовують хї. Процес ГРП починається з перевірки приймальності свердловини з найменшої витрати рідини розриву, яку поступово збільшують, наприклад, від 250 до 450, 900, 1500 м3/добу і аж до значення, за якого забезпечується закріплення тріщин (2000…5000 м3/добу). Далі нагнітають рідину-пісконосій, звичайно з концентрацією Кпск піску 40…500 кг/ м3 . концентація залежить від в’язкості рідини. На завершення процесу потрібно витіснити суміш рідини з піском зі стовбура свердловини в пласт протискуючою рідиною і закрити НКТ, аж доки тиск у свердловині не знизиться до атмосферного. Опісля піднімають НКТ з пакером і спускають глибинне устаткування для екпслуатації свердловини.

Звичайні ГРП проводять ньютонівськими рідинами. Для проведення звичайних ГРП потрібні закріплюючий агент (кварцовий пісок) Gпс=10…20 т, фракції 0,6…1 мм або 1,0…1,6 мм, рідина розриву пласта (Vр=10…30 м3 ), рідина пісконосій (Vпс=100…3000 м3), рідина для протискування в пласт (Vпр) пісконосія в об’ємі тієї частини порожнини свердловини, по якій надходять рідини. Невелику частину рідини-пісконосія без закріплювача, яка нагнітається після рідини розриву для попереднього розкриття тріщин, називають буферною рідиною.

Рідина розриву пласта повинна бути сумісною з пластовими флюїдами, добре фільтруватися в низькопроникну породу, не зменшувати її проникність, не горіти, бути доступною, недорогою, тому найчастіше застосовують водні розчини ПАР.

Рідина-пісконосій повинна бути сумісною з пластовими флюїдами, мати здатність утримувати пісок, погано фільтруватися через поверхню тріщин, не горіти, бути доступною й недорогою. Для звичайних ГРП застосовують водні розчини 0,1…0,3% ПАР і полімерів (ПАА, КМЦ, ССБ). Наприклад, на Прикарпатті застосування 0,4% водного розчину ПАА забезпечує розвиток і закріплення тріщин піском кількістю до 10 т при концентрації Кпск=100 кг/м3, об’ємі рідини 100 м3 і витратах близько 3000 м3/добу зі застосуванням розчину 0,4% ПАА. Можливе також закріплення тріщин 20…30 т піску.

Для глибокопроникного ГРП застосовують неньютонівські рідини з динамічною в’язкістю 50…200 мПа.с при швидкості зсуву 650…1100 с-1 (q=2100…3500 м3/добу) і температурі 20 0С, що утримують пысок з Кпск<500 кг/м3, і і температурі 20 0С не менше 8 год, стабільні (2 год) при пластовій температурі. Наприклад, ВНДІКРнафта запропоновано рецептуру на водній основі, яка містить 1…2,5% КМЦ, 1…3% хроматів, 0,2…0,7% лігносульфонату, 0,75…2,1% солі хлорнуватої кислоти й може застосовуватись для пластових температур 60…150 0С. Нові типи пісконосіїв розроблено в Україні.

Для закріплення тріщин в свердловинах глибиною до 3000 м придатний кварцовий пісок. У свердловинах більшої глибини, де бічний гірничий тиск перевищує 50…70 МПа, слід використовувати міцніші закріплювачі.

3.3 Методика розрахунку основних параметрів процесу

Тиск розриву пласта Рр є найважливішим параметром ГРП. Встановлено, що можна оцінити тиск розриву пласта за значенням гірничого тиску Ргрн

 Рр = 0,8 Ргрн (3.2.1)

Оскільки Рр залежить від напруженого стану порід, який визначається не тільки глибиною їх залягання, така оцінка є дуже ненадійною.

Надійніше можна прогнозувати Рр методом, що грунтується на поєднанні промислового досвіду ГРП у свердловинах даного регіону з дослідженням приймальності тієї свердловини, в якій передбачається розрив.

Для аналізу процесу корисно використовувати індикаторні криві ГРП (рис. 3.2.1)

1-                точка, одержана побудовою; 2 – режими ГРП; 3-дослідження свердловини на приймальність; 4 – режими ГРП при закріпленні тріщин; 5 – гіпотетична зміна приймальності.

Рис.3.2.1. Індикаторна крива ГРП, характерна для свердловин Чорного моря.

Розглядаючи типову картину на прикладі ГРП свердловин Чорного моря, бачимо, що в межах діапазону витрати ОА швидко зростає тиск до значення, достатнього для розкриття природних тріщин. Якщо бути точним, зміна тиску відбувається не лінійно, а по кривій (див. рис.6.2.1, поз.5). однак такі дані для побудови кривої звичайно відсутні, бо дослідження при витратах q0<200 м3/добу здійснюються лише в нагнітальних свердловинах, тому в діапазоні ОА зміну тиску вважають лінійною. В діапазоні витрати АВ тиск змінюється пропорційно витраті рідини. Можна вважати, що тут не відбувається розкриття нових тріщин, тільки розвивається вже існуючі. Тому при тиску в точці А закінчується процес розкриття природних тріщин у пласті.

При деяких ГРП (~ 35% усіх процесів) після досягшнення найбільшого тиску в точці В і тривалого (15…60 хв) нагнітання рідини з піском спостерігається повільне зниження тиску, а часом його різкий стрибок на 3…7 МПа. Перше можливе при очищенні стінок тріщин від забруднення або подальшого їх розвитку, друге – при утворенні нових тріщин. Після зниження тиску звичайно збільшують витрату рідини ( лінія СД ), аднак тиск уже не збільшується й значенння його в точці Д менше, ніж в точці В.

Для кожної свердловини, де проводиться ГРП, потрібно визначити: тиск на вибої Р0 з найменшою витратою рідини насосного агрегату q0, яка дорівнює 200…250 м3/добу, тиск на вибої РР4, що відповіда. Чотирикратному збільшенню коєфіцієнта приймальності свердловини, а також максимальний тиск на вибої РРm, досягнений при ГРП.

Для морського регіону

 РР4 = 1,15 Р0 (3.2.2)

 РРm = 1,22 Р0 (3.2.3)

звідки

 РРm = 1,06 Р0 (3.2.4)

Для визначення очікуваного тиску ГРП використовують також поняття вертикального градієнта тиску grad P, який є відношенням тиску Р0, РР4, РРm до глибини Н залягання пласта в даній свердловині у вигляді

 grad P = Р/Н (3.2.5)

Очікуваний тиск розриву в даній свердловині визначають шляхом нагнітання в пласти даної свердловини рідини з витратою близько 200…250 м3/добу, заміряють тиск Р0 і, використовуючи залежність (3.2.2) і (3.2.3), вираховують тиск при розриві.

(3.2.6)

Відомий точніший, але трудомісткіший спосіб визначення РР4, з урахуванням початкового коефіцієнта приймальності

Типову картину зміни коефіцієнта приймальності від тиску наведено на рис.3.2.2.

точка А відповідає приймальності Кпр.0 при витраті q0 і тиску Р0;

точка В – при Р=РРmax;

точка D – при Кпр=Кпр.max

Рис.3.2.2 Зміна коефіцієнта приймальності свердловин під час ГРП.

Розрахункова формула має вигляд

 tgb = 13650 (10Р0)-1,235 (3.2.8)

Оріентація тріщин. З теорії ГРП відомо, що про вертикальність тріщин свідчать такі особливості перебігу процесу:

тиск розриву пласта менший від гірничого;

збільшення об’єму рідини, що нагнітається в пласт, супроводжується зниженням тиску;

пластовий тиск впливає на тиск розриву пласта.

Виявлено, що в свердловинах родовищ на Чорному морі під час ГРП звичайно тиск розриву дорівнює 0,7…0,8 від гірничого; тиск на гирлі свердловини після досягнення його максимального значення і при постійній найбільшій витраті рідини дуже часто знижується на 3…7 МПа; вплив пластового тиску на тиск ГРП оцінюється такими експерементальними залежностями:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5