Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

4.2. Гидравлический разрыв пласта.

       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.

       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.

       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 мкм² 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.

       Трещина разрыва может быть сориентированна 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.

       Анализ  результатов внедрения ГРП на месторождениях Западной Сибири показывает, что этот метод обычно применяют в одиночно выбираемых добывающих скважинах. Общепринятый подход к оценке эффективности гидроразрыва состоит в анализе динамики добычи нефти только обработанных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитывается как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине

       Наиболее  высокая эффективность ГРП может  быть достигнута при проектировании его применения как элемента системы  разработки с учетом системы размещения скважин и оценкой их взаимовлияния  при различных сочетаниях обработки  добывающих и нагнетательных скважин. Эффект от проведения ГРП неодинаково проявляется в работе отдельных скважин, поэтому необходимо рассматривать не только прирост дебита каждой скважины вследствие гидроразрыва, но и влияние взаимного расположения скважин, конкретного распределения неоднородности пласта, энергетических возможностей объекта и др. Такой анализ возможен только на основе трехмерного математического моделирования процесса разработки участка пласта или объекта в целом с использованием адекватной геолого-промысловой модели, выявляющей особенности геологической неоднородности объекта. С помощью компьютерной модели процесса разработки с применением ГРП можно оценить целесообразность проведения ГРП в нагнетательных скважинах, влияние гидроразрыва на нефтегазоотдачу и темпы выработки запасов объекта разработки, выявить необходимость повторных обработок и т.п. При промышленной реализации ГРП предварительно необходимо составление проектного документа, в котором была бы обоснована технология ГРП, увязанная с системой разработки залежи в целом. При проведении ГРП необходимо предусмотреть комплекс промысловых исследований на первоочередных скважинах для определения местоположения, направления и проводимости трещины, что позволит внести корректировку в технологию ГРП с учетом особенностей каждого конкретного объекта. Необходим систематический авторский надзор за внедрением ГРП, что позволит принимать оперативные меры для повышения его эффективности.

       Факторами, определяющими успешность ГРП, являются правильный выбор объекта для  проведения операций, использование технологии гидроразрыва, оптимальной для данных условий, и грамотный подбор скважин для обработки.

4.3. Кислотное воздействие.

       Многообразие  условий формирования и строения залежей нефти, технических особенностей проводки, крепления и эксплуатации скважин обусловливают применение многочисленных композиционных составов на кислотной основе, технологических схем и регламентов проведения этого вида воздействия.

       Кислотное воздействие используется для:

       -обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в эксплуатацию;

       -обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

       -очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды;

       -очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

       -удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудов¬нии, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

       -инициирования других методов воздействия на призабойную зону.

       Реагенты, применяемые для приготовления  кислотных растворов, условия хранения, влияние на организм человека:

       Товарная  ингибированная соляная  кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. 

       Соляная кислота (HCl) - раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман. Пары соляной кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров соляной кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает ожоги и раздражение.     

       Плавиковая  кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см³. Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре.

       Плавиковая  кислота - раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя  туман. Пары плавиковой кислоты сильно раздражают дыхательные пути и слизистые оболочки, длительное воздействие паров плавиковой кислоты может вызвать катар дыхательных путей, помутнение роговицы глаз. При воздействии на кожу вызывает долго незаживающие ожоги.

       Бифторид  фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F), его кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см³. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки, массой не более 36 кг. БФА хранят в крытых складских помещениях, предохраняя от попадания влаги. Продукт токсичен. При концентрации в воздухе выше предельно-допустимой нормы (0,2 мг/м³) может вызывать нарушение деятельности центральной нервной системы, заболевания костных тканей, глаз кожных покровов.

       Поверхностно-активные вещества (ПАВ), обычно используются дисолван, сульфонол, превоцелл, прогалит. Сульфонол поставляется в двойных крафт-мешках, а остальные ПАВ перевозятся и хранятся в стальных бочках. Жидкие ПАВ (дисолван, превоцелл) растворены в этиловом спирте, поэтому являются токсичными легковоспламеняющимися веществами.

       Уксусная  кислота (СН₃-COOH). Для приготовления рабочих растворов при СКО используются: кислота уксусная синтетическая; кислота лесохимическая техническая очищенная(ГОСТ 6968-76), плотностью 1,049г/см³. Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре. Уксусная кислота оказывает сильно раздражающее и прижигающее действие на дыхательные пути, слизистые оболочки, кожные покровы.

       Бензолсульфокислота (БСК) (C₆H₆=SO₃H), с 92 % содержанием активной монобензолсульфокислоты. Плотность реагента - 1,3 г/см³. БСК - кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках в количестве 115 кг, что соответствует 105 кг активной БСК. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы.

       В местах хранения химреагентов необходимо установить, таблички с указанием соответствующих реагентов, и предупредительные знаки «Ядовито».

       Все перечисленные выше вещества должны храниться в хорошо вентилируемых закрытых помещениях.

       Для проведения работ по приготовлению  и закачке кислот необходимо следующее оборудование:

       -насосный агрегат типа ЦА-320 в случае отсутствия кислотника.

       -кислотный агрегат АзИНМАШ-30А.

       -автоцистерна типа АЦН для подвоза технической воды.

       -осреднительная емкость.

       Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

       В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива  концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

       Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой.

       Если  вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота, то в кислотник с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной  кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

       При приготовлении глинокислоты в раствор  соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается насосом кислотника.

       В приготовленный раствор кислоты  заливается требуемое количество ПАВ  и уксусной кислоты.

       Рецептура подбирается согласно геолого-технических  данных по скважине, плану-заказу. Составляется специальный план на кислотную обработку.

       Приготовленный  раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате, из которого собственным насосом раствор  кислоты закачивается в пласт.

       Работы  по нагнетанию в скважину растворов  кислот проводятся в соответствии с проектом и планом, утвержденным нефтегазодобывающим предприятием. В плане должны быть указаны порядок подготовительных работ, схема размещения оборудования, технология проведения процесса, меры безопасности, ответственный руководитель работ.

       При закачке растворов кислот на нагнетательной линии должен быть установлен обратный клапан.