Гидравлический разрыв

Реферат
Содержание скрыть

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. Одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих такие пласты, и увеличения темпов отбора нефти из них, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в пласт флюида. Флюиды, посредством которых с поверхности на забой скважины передается энергия, необходимая для разрыва, называются жидкостями разрыва.

После разрыва под воздействием давления жидкости трещина увеличивается, возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления.

В результате ГРП кратно повышается дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счет приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков.

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии ГРП различаются, прежде всего, по объемам закачки технологических жидкостей и проппантов и, соответственно, по размерам создаваемых трещин.

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. При этом бывает достаточным создание трещин длиной 10…20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2…3 раза.

В последние годы интенсивно развиваются технологии создания высокопроводящих трещин относительно небольшой протяженности в средне- и высокопроницаемых пластах, что позволяет снизить сопротивление призабойной зоны и увеличить эффективный радиус скважины.

13 стр., 6360 слов

Методы увеличения нефтеотдачи пластов

... снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов. Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких ... единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей ...

Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции. Оптимальная длина закрепленной трещины при проницаемости пласта 0,01…0,05 мкм 2 обычно составляет 40…60 м, а объем закачки — от десятков до сотен кубических метров жидкости и от единиц до десятков тонн проппанта.

Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Для вовлечения в промышленную разработку газовых коллекторов со сверхнизкой проницаемостью (менее 10 -4 мкм2 ) в США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью 1000 м и более с закачкой от сотен до тысяч кубических метров жидкости и от сотен до тысяч тонн проппанта.

Глава 1. Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

1.1. Определение

Гидравлическим разрывом называется процесс, при котором давление жидкости воздействует непосредственно на породу пласта вплоть до ее разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется расклинивающий материал, например, песок, керамические шарики или агломерированный боксит. Назначение этого материала — удержать созданную трещину в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Так создается новый, более просторный канал притока. Канал объединяет существующие природные трещины и создает дополнительную площадь дренирования скважины. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

1.2. Задачи, решаемые при гидроразрыве

При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

  • а) создание трещины;
  • б) удержание трещины в раскрытом состоянии;
  • в) удаление жидкости разрыва;
  • г) повышение продуктивности пласта.

Создание трещины. Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии. Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал — проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости разрыва. Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

Повышение продуктивности пласта. До начала проектирования процесса следует провести анализ его экономической целесообразности.

17 стр., 8332 слов

Сущность продуктивных пластов

... нельзя считать решенной, поскольку отсутствуют методы проектирования и достижения в промысловых условиях заданной величины пласт скважина буровой 1. Первичное вскрытие продуктивных пластов Эффективность добычи нефти и газа ... время в буровой практике иногда для вскрытия пластов с низкими пластовыми давлениями (kа 1) и высокой проницаемостью используется метод, при котором давление в скважине примерно ...

1.3. Цель гидравлического разрыва

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели:

1) повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв — лучший способ повышения продуктивности;

2) создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Глава 2. Нарушение проницаемости продуктивного пласта

Нарушение проницаемости продуктивного пласта — важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта. Обычно нарушение проницаемости продуктивного пласта отождествляется со «скиновым повреждением», то есть с нарушением проницаемости призабойной зоны. Однако эту величину не всегда можно определить через измерения или расчет «скина». Обычно принимают скин-фактор (коэффициент, определяющий степень нарушения коллекторских свойств пласта) равным нулю, чтобы указать, что нарушения проницаемости пласта нет, однако это фактически не означает, что повреждения нет. Например, кислотная обработка может проникнуть достаточно глубоко в пласт на участке в несколько метров в верхней части 20 — метрового интервала перфорации, чтобы при исследованиях было обнаружено устранение положительного скина. Однако при этом положительная часть интервала может быть частично забита механическими примесями или буровым раствором. Подлинная потенциальная продуктивность этой скважины может оказаться во много раз больше, чем ее производительность при замеренном нулевом скине.

Проницаемость пласта может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов или их совместного действия: закупорки пор раствором, изменения смачиваемости пласта из-за вторжения воды из постороннего источника. Обыкновенный водяной барьер, вызванный избыточным поглощением жидкости, является разновидностью нарушения проницаемости. Аналогичный результат вызывает вторжение пластовой воды из другой зоны или из другого участка коллектора.

Вот некоторые формы нарушения проницаемости пласта:

1) вторжение в пласт частиц бурового раствора;

2) вторжение в пласт фильтрата бурового раствора;

3) вторжение в пласт фильтрата цемента;

4) несоответствие перфорации по размеру, количеству и глубине проникновения отверстий;

5) разрушение перфорации и уплотнение материнской породы;

6) мехпримеси в жидкости заканчивания или жидкости глушения, проникающие в пласт или забивающие перфорацию;

7) вторжение в пласт жидкостей заканчивания или глушения;

8) закупоривание пласта природными глинами;

9) отложения асфальтенов или парафинов в пласте или перфорации;

10) отложения солей в пласте или перфорации;

11) образование или закачка эмульсии в пласт;

12) закачка кислот или растворителей с мехпримесями или отложения мехпримесей в пласте.

Все это может привести к снижению продуктивности, а в тяжелых случаях — к полному прекращению добычи из скважины. Помочь могут некоторые виды стимуляционного воздействия.

Влияние нарушенной проницаемости на продуктивность скважин. Большинство видов нарушения проницаемости понижает начальную проницаемость пласта. Влияние этого понижения на продуктивность зависит от глубины повреждения зоны, окружающей ствол.

Если, например, имеет место снижение проницаемости на 50 % в слое толщиной 5 см, то это приведет к снижению продуктивности всего на 14 %. Если же снижение проницаемости охватило 30-сантиметровый слой, продуктивность понизится на 40 %. Снижение на 75 % проницаемости в 30-сантиметровой толще приведет к потере продуктивности в 64 %. Поэтому скважина, которая должна давать 100 кубометров в сутки, но проницаемость пласта в радиусе 30 см от ствола составляет лишь 25 % от начальной добычи, нефти составит только 36 м 3 /сутки.

Для изучения влияния повреждения пласта на продуктивность можно использовать модели пласта (как математические, так и физические лабораторные модели).

Важно помнить, что для минимизации глубины и степени тяжести повреждения пласта не нужно жалеть усилий.

Низкая проницаемость. Первоначально гидроразрыв внедрялся как экономическое средство повышения добычи газа из пластов с относительно низким давлением. В низкопроницаемых (до 10 мд) пластах создается высоко — проницаемый канал (100-1000 дарси) притока. Этим обеспечиваются большие площади дренирования, в которые и осуществляется медленная подпитка углеводородами из пласта с очень низкой проницаемостью. Таким образом, вся энергия пласта используется максимально. Значительное влияние на ожидаемые результаты гидроразрывов различных типов и размеров оказывает несущая способность пластовой жидкости.

Глава 3. Направление трещины разрыва

Трещина разрыва может быть сориентирована в горизонтальном или вертикальном направлении. Тип разрыва, который может произойти в конкретных условиях, зависит от напряжения в пласте. Разрыв происходит в направлении, перпендикулярном наименьшему напряжению.

Вертикальный разрыв. В большинстве скважин происходят вертикальные разрывы. Трещина разрыва образует два крыла, ориентированные под углом 180° друг к другу.

Горизонтальный разрыв. Горизонтальный разрыв происходит в скважине, если горизонтальное напряжение больше, чем вертикальные напряжения.

Глава 4. Жидкости разрыва

4.1. Совместимость с пластом и пластовыми жидкостями

1) нарушение проницаемости пласта.

При проведении гидроразрыва происходит поглощение жидкости в зоне, прилегающей к поверхности трещины. Из-за повышенного насыщения жидкостью зоны вторжения, относительная проницаемость по пластовой жидкости понижается. Если проницаемость по пластовой жидкости низка, а по жидкости разрыва еще ниже, это может привести к полному блокированию притока. Кроме того, в пласте могут быть пучинистые глины, которые набухают при контакте с жидкостью разрыва и понижают проницаемость;

2) нарушение проницаемости песчаной пробки.

Проницаемость песчаной пробки, так же, как и зоны вторжения жидкости, может быть нарушена в результате насыщения жидкостью. Приток по трещине может быть также ограничен наличием в песчаной пробке остаточных после воздействия мехпримесей или полимеров;

3) пластовые жидкости.

Многие жидкости склонны к образованию эмульсий или к осадкообразованию. Во избежание риска при выборе надлежащих химических компонентов следует провести лабораторные испытания.

4.2. Стоимость

Разброс по стоимости для различных жидкостей разрыва весьма различен. Наиболее дешева вода, тогда как метанол и кислоты довольно дороги. Следует также учитывать стоимость гелеобразующего компонента. В любом случае надо сопоставлять выгоды обработки пласта соответствующими жидкостями и химикатами с их стоимостью (таблица 1).

Таблица 1. Сравнительная стоимость различных жидкостей (доллары США)

Наименование жидкости разрыва Стоимость1 куб. м. Стоимость 1 куб. м. гелеообразующего компонента Стоимость в сумме
Загущенная вода 66,00 66,00
Полимерсшитная вода 126,00 126,00
Загущенный реформат 250,00 94,00 344,00
Двухфазная жидкость 50,00 66,00 116,00
Метанол+СО 2 350,00 150,00 500,00
Полимерсшитый метанол 400,00 210,00 610,00
Жидкий СО 2 300,00 300,00
Кислота 15 % 380,00 200,00 580,00
Кислота 28 % 750,00 250,00 1000,00

4.3. Виды жидкостей

4.3.1. Жидкости на водной основе

Жидкости разрыва на водной основе используются сегодня в большинстве обработок. Хотя это было не так в первые годы гидроразрывов когда жидкости на нефтяной основе использовались фактически на всех обработках. Этот вид жидкости имеет ряд преимуществ над жидкостью на нефтяной основе.

  1. Жидкости на водной основе экономичнее. Базовый компонент — вода намного дешевле, чем нефть, конденсат, метанол и кислота.
  2. Жидкости на водной основе дают больший гидростатический эффект чем нефть, газ и метанол.
  3. Эти жидкости невоспламеняемые; следовательно они не взрывоопасны.
  4. Жидкости на водной основе легко доступны.
  5. Этот тип жидкости легче контролируется и загущаются.

4.3.2. Линейные жидкости разрыва

Необходимость загущения воды, чтобы помочь транспортировать расклинивающий материал (проппант) уменьшить потерю жидкости, и увеличить ширину трещины было очевидным для ранних исследователей. Первый загуститель воды был крахмал. В начале 1960-х была найдена замена — гуаровый клей. Это полимерный загуститель. Он используется и в наше время. Также используются и другие линейные гели в качестве жидкости разрыва: гидроксипропил, гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметил, ксантан и в некоторых, редких случаях полиакриламиды.

4.3.3. Соединяющиеся жидкости разрыва

Впервые были использованны в конце 1960-х, когда было уделено большое внимание ГРП. Развитие этого типа жидкости решило много проблем, которые возникали, когда было необходимо закачивать линейные гели в глубокие скважины с высокой температурой. Соединяющаяся реакция такова, что молекулярный вес базового полимера в значительной степени увеличивается, связывая вместе различные молекулы полимера в структуру. Первой соединяющейся жидкостью был гуаровый клей. Типичный соединяющийся гель в конце 1960-х состоял из 9586 г/м 3 гуарового соединителя с боритовой сурьмой. Сурьмовая среда была с относительно низким показателем pH в жидкости разрыва. Боровая среда была с высоким показателем pH. Также было разработано много других жидкостей этого типа, таких как алюминиевые, на хромной, медной основе, и марганце. Дополнительно в конце 1960-х, начале 1970-х годов стали использовать соединитель на основе КМЦ (карбоксиметилцеллюлоза) и некоторые типы соединителя на основе гидроксиметилцеллюлозы, хотя последний был дорогостоящим. С разработкой гидроксипропилового гуара и карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозных полимеров, также было разработанно новое поколение соеденителей. Полимерные молекулы соеденителя имеют тенденцию к увеличению термостабильности базового полимера. Это теоретизирует, что эта температурная стабильность происходит из снижения термальной нестабильности молекулы в результате ее самой однородной природы и некоторой защищенности от гидролиза, окисления или других реакций деполимеризации которые могут случиться. Полимеры соединителя, хотя и увеличивают кажущуюся вязкость жидкости на несколько порядков, не обязательно вызывают трение при давлении, увеличивающееся на некоторую степень при операциях закачки. Эти системы были недавно заменены на замедляющие соединительные системы.

4.3.4. Замедляющие соединительные системы

Достойны внимания своего развития в 1980-е годы, когда они использовались как жидкости разрыва с контролируемым временем соединения, или замедленной реакцией соединения. Время соединения определено как время, чтобы базовая жидкость имела однородную структуру. Очевидно, что время соединения, это время, необходимое чтобы достичь очень большого увеличения вязкости и становления жидкости однородной. Значительное количество исследований было проведено, чтобы понять важность использования соединительных систем жидкости. Эти исследования показали, что замедляющие соединительные системы показывают лучшую дисперсность соединителя, дают большую вязкость, и увеличивают в жидкости разрыва термостабильность. Другое преимущество этих систем это пониженное трение при закачке. Как результат этого, замедляющие соединительные системы используются больше чем обычные соединительные системы. Основное достоинство использования соединительных систем над линейными жидкостями описаны ниже:

  1. Они могут достигнуть вязкости намного выше при ГРП по сравнению с нагрузкой геля;
  2. Система наиболее эффективна с точки зрения контроля потери жидкости;
  3. Соединительные системы имеют лучшую термостабильность;
  4. Соединительные системы более эффективны в цене за фут полимера.

Жидкости на нефтяной основе. Самый простой на нефтяной основе гель разрыва, возможен сегодня, это продукт реакции фосфата алюминия и базовый, типичный алюминат соды. Эта реакция присоединения, которая преобразует созданную соль, что дает вязкость в дизельных топливах или сдерживает до высоко гравитационной сырую систему. Гель фосфата алюминия улучшает более сырые нефти и увеличивает термостабильность.

Фосфат алюминия может быть использован, чтобы создать жидкость с повышенной стабильностью к высоким температурам и хорошей емкостью для транспортировки проппанта для использования в скважинах с высокими температурами: более 127 °C. Основным недостатком использования жидкостей на нефтяной основе это пожаро-взрывоопасность. Также надо отметить, что приготовление жидкостей на нефтяной основе требует большого технического и качественного контроля. Приготовление же жидкости на водной основе значительно облегчает процесс.

4.3.5. Жидкости на спиртовой основе

Метанол и изопропанол использовались как компоненты жидкости на водной основе и жидкости на кислотной основе, или, в некоторых случаях как и солевые жидкости разрыва в течении многих лет. Спирт, который уменьшает поверхностное натяжение воды, направленно использовался для удаления водяных препятствий. В жидкостях разрыва спирт нашел широкое применение как температурный стабилизатор, так как он действует как удерживатель кислорода. Полимеры повысили возможность загустить чистый метанол и пропанол. Эти полимеры, включая гидроксипропилцеллюлозу и г идроксипропилгуар, заменили. Гуаровая смола поднимает вязкость на 25 % выше, чем метанол и изопропанол, но кроме того дает осадок. В пластах, чувствительных к воде, жидкости на гидрокарбонатной основе более предпочтительны, чем жидкости на спиртовой основе.

4.3.6. Эмульсионные жидкости разрыва

Этот вид жидкости разрыва использовался на протяжении многих лет Даже некоторые первые жидкости разрыва на нефтяной основе, были внешне нефтяными эмульсиями. У них много недостатков и они используются в очень узком спектре, потому, что крайне высокое давление трения это результат присущих им вязкости и из-за отсутствия снижения трения. Эти жидкости разрыва были изобретены в середине 1970-х. Стоимостная эффективность нефтяной эмульсии подразумевает, что закаченная нефть может быть добыта назад и проданна. Эти эмульсии были очень популярными, когда сырая нефть и конденсат стоили 19 $ — 31 $ за м 3 . Использование эмульсий типа «нефть в воде» направленно сокращалось с ростом цены на нефть.

Также в мировой практике известны следующие виды жидкостей разрыва:

Жидкости на основе пен, энергетические жидкости разрыва, где используется азот и углекислый газ, растворяемые в воде.

4.4. Реология жидкостей

К реологическим свойствам жидкостей относятся свойства, описывающие течение жидкостей, поглощение их, несущую способность и т.д., например вязкость. Вязкость жидкости разрыва в очень большой степени влияет на то, как жидкость поглощается породой пласта: густой жидкости теряется меньше, чем невязкой. Ниже приводится классификация жидкостей разрыва.

1) Ньютоновские жидкости. У таких жидкостей наблюдается линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Примеры: вода, незагущенная сырая нефть, реформат.

2) Неньютоновские жидкости. Пластмассы Бингама — простейшая разновидность неньютоновских жидкостей. Как и у ньютоновских жидкостей, здесь проявляется линейная зависимость между напряжением сдвига и скоростью сдвига. Однако, для возбуждения потока этих жидкостей требуется некоторое, не бесконечно малое напряжение сдвига. Пример: пена.

Расчет вязкости в трещине прямоугольного сечения:

(Сантипуаз),

где P-пластическая вязкость (Сантипуаз),

Q-расход при закачке (м3/мин), H-высота трещины (м), W-ширина трещины (мм).

3) Жидкости, подчиняющиеся степенному закону. У таких жидкостей проявляется «кажущаяся» вязкость, которая меняется вместе с изменением расхода (скорости сдвига).

«Кажущаяся» вязкость уменьшается при увеличении скорости сдвига.

4) Сверхкритические жидкости. При использовании жидкостей разрыва с высоким содержанием CO 2 (ГРП смесью метанола и CO2 , ГРП жидким CO2 ) разрыв происходит при давлении, а зачастую и температуре, которые выше критических параметров для CO2 . В этом диапазоне при повышении давления увеличивается плотность и вязкость, реология жидкости становится трудной для описания.

4.5. Измерение вязкости

Обычно измерение вязкости проводится с помощью ротационного вискозиметра Фанна или воронки Марша.

Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра (табл.2).

Таблица 2. Скорость сдвига при стандартных оборотах вискозиметра

Обороты вискозиметра Скорость сдвига
100 170
200 341
300 511
600 1022

4.6. Регулирование фильтруемости жидкости

Величина эффективности жидкости разрыва показывает, какой объем жидкости поглащается пластом по отношению к количеству жидкости, создающему трещину. Например, если эффективность жидкости равна 0,65. Это означает, что 35 % жидкости теряется, и лишь 65 % жидкости образуют объем разрыва. Упрощенно можно сказать, что чем ниже потери жидкости, тем выше ее эффективность. Однако, следует помнить, что хотя чрезмерная фильтрация нежелательна, от низкого поглощения не будет пользы, если не добавить в жидкость достаточное количество проппанта для надлежащего расклинивания трещины. Более низкая утечка жидкости также не даст трещине быстро сомкнуться и позволит проппанту выпасть из взвешенного состояния.

Для количественной характеристики потерь жидкости применяется коэффициент фильтруемости, в котором учтены порода пласта, свойства жидкости и параметры жидкости разрыва.

4.7. Несущая способность жидкости по проппанту

Несущая способность по проппанту является функцией подачи насоса, вязкости, концентрации песка и трения о поверхность трещины разрыва. Во время гидроразрыва на проппант действуют как вертикальная, так и горизонтальная составляющие вектора скорости. Горизонтальная составляющая обычно гораздо больше вертикальной, благодаря чему проппант перемещается вместе с жидкостью. Как только работа насоса прекращается, проппант будет оседать до тех пор, пока трещина не сомкнется.

Полимерсшитые жидкости имеют очень большую вязкость и образуют с проппантом почти идеальную суспензию, что позволяет заполнить проппантом весь объем трещины. В маловязких системах, например, в жидком CO 2 , для получения взвеси частиц проппанта используется турбулентность.

4.8. Трение

При проведении гидроразрыва до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

4.9. Удаление и определение количества жидкости

Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную энергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO 2 или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

4.10. Расклинивающие материалы (проппанты)

Расклинивание выполняется с целью поддержать проницаемость, созданную путем гидроразрыва. Проницаемость трещины зависит от ряда взаимосвязанных факторов:

1) типа, размера и однородности проппанта;

2) степени его разрушения или деформации;

3) количества и способа перемещения проппанта.

Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов:

Таблица 3. Некоторые наиболее употребительные размеры проппантов

Размер сит Предельные размеры частиц (мм)
100 0,150
40-60 0,419-0,250
20-40 0,841-0,419
12-20 1,679-0,841
8-12 2,380-1,679

Свойства расклинивающих агентов:

1) размеры и однородность:

  • с уменьшением предельных размеров частиц материала увеличивается нагрузка, которой он может противостоять, что способствует устойчивости проницаемости заполненной проппантом трещины;
  • при нулевом напряжении смыкания проницаемость керамического проппанта 20/40. Одна из причин этого — более однородная, по сравнению с песком, сферичность керамических частиц;
  • значительное содержание мелких частиц (пыли) в песке может существенно понизить проницаемость трещины разрыва. Например, если через сито 40 проходит 20 % частиц проппанта 20/40, проницаемость снизится в 5 раз;
  • проницаемость песка 10/16 примерно на 50 % выше проницаемости песка 10/20;
  • оценку свойств проппантов рекомендуется проводить по методике Американского Нефтяного Института (API RP 56);

2) прочность.

При увеличении напряжения смыкания трещины или горизонтального напряжения в скелете породы пласта происходит существенное снижение проницаемости проппантов. Как видно из графиков долговременной проницаемости проппантов, при напряжении смыкания 60 МПа проницаемость проппанта 20/40 «CarboProp» значительно выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания выше, чем у обычного песка. При напряжении смыкания примерно 32 МПа кривые размеров частиц для всех обычных песков быстро падают. Прочность песчаных зерен колеблется в зависимости от места происхождения песка и предельных размеров частиц;

3) термохимическая стабильность.

Все применяемые проппанты должны быть, по возможности, химически инертны. Они должны противостоять агрессивным жидкостям и высоким температурам;

4) стоимость.

Наиболее дешевым проппантом является песок. Высокопрочные проппанты, например, агломерированный боксит или песок со смолистым покрытием, гораздо дороже. Оценку их применимости следует делать на основании индивидуального экономического анализа по данной скважине.

4.11. Испытание на проницаемость

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость. Прежде при испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации. Однако некоторые принципиальные сложности — явления, связанные с течениями, неподчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.

4.12. Долговременная проницаемость

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

4.13. Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты.

Существует два типа керамических проппантов: агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит — это высокопрочный проппант, разработанный компанией «Экссон продакшн рисерч». Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85 % Al 2 O3 . Остальные 15 % составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности.

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния — выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.

3) Керамики низкой плотности.

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие — состав. Они содержат 49 % Al 2 O3 , 45 % SiO2 , 2 % TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72, то есть они наиболее распространенные проппанты, благодаря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

Заключение

В заключении можно отметить, что ГРП позволяет решать следующие задачи:

1) повышение продуктивности (приемистости) скважины при наличии загрязнения призабойной зоны или малой проницаемости коллектора;

2) расширение интервала притока (поглощения) при многопластовом строении объекта;

3) интенсификация притока нефти, например, с использованием гранулированного магния; изоляция притока воды; регулирование профиля приемистости и т.д.

Список использованных источников

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/referat/gidrorazryiv-plasta/

1. А.М. Юрчук, А.З. Истомин, “Расчеты в добыче нефти”, Москва, ”Недра” 1979г, 270с.

2. П.М. Усачев, “Гидравлический разрыв пласта” Москва, ”Недра”, 1986г,165с.

3. И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, В.Т. Полозков ”Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений”, Москва, ”Недра” 1970г, 445с.