Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор (стр. 1 )

Группа компаний «Недра»

Региональный координационный научно-технический центр «Нефтяная долина»

,

Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор

Серия: “Нефтегазовое дело”

Выпуск III

Практическое пособие

Уфа, 2013

УДК 622.276

Технология повышения нефтеотдачи посредством гидродинамического воздействия на продуктивный коллектор: практическое пособие // , , РКНТЦ, 2013г., 119 стр.

ISBN

В пособии подробно рассматриваются особенности гидроразрыва пластов (ГРП), как наиболее эффективного метода гидродинамического воздействия на горную породу с целью создания в ней техногенных трещин для фильтрации пластового флюида к забою эксплуатационной скважины. Показано, что эффективность ГРП во многом определяется физмехсвойствами горных пород, реологическими свойствами жидкости разрыва и режимом ее закачки в пласт, а также его коллекторскими и фильтрационно-емкостными свойствами. Пособие предназначено для технологов и студентов специальности 130503 “Разведка и разработка нефтяных месторождений”.

Рецензент: , доктор технических наук

ISBN  ©

  ©

  © РКНТЦ, 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение	4
Глава 1. Кольматация призабойной зоны пласта, как один из факторов снижающих ее проницаемость…………………………………	6
Вопросы для самоконтроля………………………………………………..	20
Глава 2. Гидравлический разрыв пласта, как один и эффективных методов повышающих проницаемость призабойной зоны пласта …….	21
2.1 Факторы, влияющие на эффективность ГРП………………….	21
2.2 Методика выбора объектов для ГРП…………………………..	31
2.3 Свойства жидкостей, применяемых при ГРП…………………	42
2.4 Назначение проппанта и его свойства…………………………	57
Вопросы для самоконтроля………………………………………………..	64
Глава 3. Технология и оборудование, применяемы при ГРП…………..	65
3.1 Наземное оборудование, применяемое при ГРП……………...	65
3.2 Глубинное оборудование и операции, применяемый при ГРП…………………………………………………………………………..	81
3.3 Последовательность технологических операций при ГРП…...	89
3.4 Контроль и управление качеством ГРП………………………..	104
Глава 4. Способы управления промысловой эффективностью ГРП…..	109
4.1 Влияние на ГРП геолого-физических свойств объекта воздействия ………………………………………………………………...	110
4.2 Влияние на ГРП геолого-технических и геолого-технологических факторв………………………………………………….	110
Вопросы для самоконтроля………………………………………………..	116
Заключение ………………………………………………………………...	117
Список литературы………………………………………………………...	118

Введение

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) впервые был разработан как метод воздействия на пласт в 1940-х, и первая операция была осуществлена в 1948 году. Первоначально немного было известно о влиянии механики горных пород и рабочих давлений на параметры создаваемой трещины. Дегазированная сырая нефть была впервые использована для обеспечения совместимости жидкости разрыва с породой и пластовой жидкостью.

Несмотря на то, что большинство операций были успешными, вскоре стало ясно, что изменение объемов и скорости закачки и количества проппанта необходимы для обеспечения более высокого уровня добычи после ГРП. Эти изменения привели к экспериментированию с загущенными нефтью, дизелем и керосином. Вскоре для загущения жидкости были успешно использованы полимеры, которые проявили себя как надежные средства обеспечения необходимой вязкости. Загущенная вода стала общераспространенной жидкостью разрыва вследствие ее доступности и безопасности в использовании.

На ранних стадиях применения ГРП сервисные и добывающие компании тратили много времени и денег на исследования. Теории, описывающие процесс ГРП становились все более сложными и, очевидно, более точными. Было произведено усовершенствование оборудования и материалов, используемых для осуществления ГРП.

Попытки углубления понимания и совершенствование процесса продолжались. Было доказано, что ГРП является очень эффективным методом улучшения характеристик работы скважины и ее экономических показателей. Успешное применение ГРП было расширено в высокопроницаемых пластах обеспечением значительного уровня увеличения добычи в высокодебитных скважинах.

В содержании данного пособия будут представлены основные принципы ГРП и в деталях рассмотрено практическое его применение. Углубление знаний о процессе ГРП - это активный процесс, и обеспечение каждого обучаемого необходимой информацией является нашей целью.

Глава 1. Кольматация призабойной зоны пласта, как один из факторов снижающих ее проницаемость [1]

Не смотря на усовершенствование методов измерения параметров во время бурения и заканчивания скважины, зачастую происходит загрязнение призабойной зоны. Влияние загрязнения призабойной зоны пласта оценивается с помощью гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

Загрязнение призабойной зоны действует как штуцер, ограничивающий приток жидкости в скважину и создаюший дополнительные потери давления (ΔРskin).

С помощью проведения ГДИС оценивается степень загрязнения призабойной зоны (скин-фактор). Если скин-фактор положительный (> 0), то загрязнение призабойной зоны пласта существует, и относительная величина скин-фактора указывает на степень загрязнения. Отрицательный скин-фактор (< 0) показывает, насколько был увеличен эффективный радиус скважины после проведения воздействия на пласт.

Источники загрязнения призабойной зоны

В процессе бурения и заканчивания скважины, а также при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ) происходит внедрение различных жидкостей в залежь углеводородов, находившуюся долгое время в состоянии равновесия. Логично, что такое вторжение может вызвать снижение проницаемости и пористости призабойной зоны в процессе выработки запасов нефти и газа. Источниками загрязнения призабойной зоны могут служить следующие виды работ:

Бурение Цементирование Заканчивание скважины Ремонтные операции Перфорирование Установка гравийных фильтров Добыча Закачка флюидов Операции по изолированию водопритока Снижение проницаемости пласта за счет проникновения воды в поровое пространство Воздействие на пласт

При таком разнообразии источников загрязнения призабойной зоны, очевидно,  что  предотвращение  загрязнения  должно  являться основной задачей при проведении ГТМ. Когда происходит загрязнение, очень важно понимать, как оно влияет на продуктивность скважины и какие меры необходимо предпринять для его удаления или снижения его влияния с помощью методов воздействия на пласт.

Основные типы скин-фактора

Так как эффективная кислотная обработка обеспечивает снижение загрязнения призабойной зоны, очень важно рассмотреть различные типы скин-фактора, которые могут присутствовать в скважине. Обзор существующих типов скин-фактора поможет определить эффективность кислотного воздействия для снижения загрязнения. Основные типы скин-фактора:

действительный скин-фактор, St частичное вскрытие пласта, Sa неэффективное перфорирование, Sp двухфазное течение, Stp отклонение от закона Дарси, Sturb горизонтальные / наклонные скважины, Sh

Действительный скин-фактор (St) - этот тип скин-фактора присутствуют, когда существуют физические препятствия, ограничивающие приток жидкости из пласта к скважине. Этот тип скин-фактора изображен на Рис 1.

Рисунок 1 –  Влияние действительного скин-фактора

"Действительный" скин-фактор является следствием физического повреждения, которое снижает эффективную проницаемость пласта. Загрязнение пласта - хороший пример действительного скин-фактора. Основными причинами действительного скин-фактора являются:

загрязнение при бурении

загрязнение при ремонтных операциях и воздействии на пласт отложение солей органические отложения (парафины и асфальтены).

Действительный скин-фактор может включать в себя закупоривание перфорационных отверстий, частичное закупоривание НКТ, повреждение пласта. Так как действительный скин-фактор обуславливается наличием загрязнения, то эффективное его удаление может обеспечить значительное увеличение продуктивности скважины. Так как множество загрязняющих веществ призабойной зоны содержат растворимые в кислоте вещества и минералы, часто для их растворения, как в песчаных, так и в карбонатных коллекторах применяется кислотная обработка.

Частичное вскрытие пласта (Sa) - иногда для предотвращения образования конусов воды при подъеме водонефтяного контакта (ВНК) в истощенном интервале используют частичное перфорирование продуктивного интервала. С другой стороны, интервал может быть проперфорирован в нижней части для предотвращения прорыва газа из газовой шапки. Также ограничение интервала перфорирования может быть необходимым для продления жизни скважины. Частичное вскрытие пласта создает кажущийся скин-фактор Sa (рис.2)

Рисунок 2 – Частичное вскрытие пласта

Неэффективное перфорирование (Sp) - эффективное сообщение пласта со скважиной очень важно для добычи нефти. Приток к скважине может быть затруднен вследствие загрязнения призабойной зоны, которое можно удалить с помощью методов воздействия на пласт. Так или иначе, эффективность любого вида очистки призабойной зоны зависит от перфорационных отверстий. Детонация старых зарядов, перфораторы, дающие осечки, неточное перфорирование определенного интервала, - все это влияет на продуктивность скважины. Если эффективное сообщение между пластом и скважиной не было установлено, то возникает скин-фактор Sp, который изображен на рисунке 3.