Анализ эффективности проведения гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

19

2,4

16,1

0,8

Компрессирование + ГКО

2

0,4

1,4

0,7

СКО с щелочными металлами

1

1,3

15,0

0,6

Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Количест-во операций	Дебит нефти до ГТМ, т/сут	Дебит жидкости до ГТМ, т/сут	Прирост дебита нефти за 3 месяца, т/сут
ОПЗ	Термобарохимическая обработка	4	1,1	2,1	0,4
	ИДВ	3	1,7	2,6	0,4
	Акустическо-химическое воздействие	4	3,8	11,4	-0,5
	ТГХВ в кислоте	4	5,1	10,6	-0,7
	Акустическое воздействие	2	3,1	3,8	-1,6
Оптимизация	Перевод с ШГН на ЭЦН	4	23,2	54,6	1,9
	Увеличение подвески насоса	2	7,9	25,5	1,2
	Увеличение диаметра ШГН	23	4,8	15,6	1,1
	Увеличение диаметра ЭЦН	11	13,1	44,5	0,9
	Увеличение параметров откачки	123	6,0	17,8	0,2
	Перевод с УЭДН на ШГН	1	2,7	15,9	0,0
Пере-вод	Переход на новый горизонт	3	0,7	1,4	2,9
	Перевод из нагнетательной скважины в добывающие	2	-	-	0,3
РИР	РИР ЭМКО	4	1,4	99,0	9,1
	Изоляция башмака	1	0,1	2,3	4,3
	РИР с ПАА	2	0,4	14,6	2,3
	Изоляция пластовой воды	19	0,8	15,9	1,6
	Отключение пласта С-V, C-VI	1	0,3	39,9	1,2
	Изоляция закачиваемых вод	4	0,7	42,1	0,8
	Отключение пласта	2	0,3	16,5	0,7
	РИР водонабухающим полимером	2	1,2	21,7	0,6
	ОВЦ цементом	2	0,2	14,6	0,3
	Изоляция затрубных перетоков	1	0,1	10,0	0,2
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Прирост дебита нефти за 3 месяца, %	Рост обводнённости за 3 месяца	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, %
	Ввод БГС	639,5	-10,7	4,1	639,5
	Ввод из бездействия	384,4	-2,1	1,2	384,4
	Ввод бокового пологого ствола	-	69,2	0,7	-
Исслед-ования	Чистка забоя	18,4	-3,4	0,5	18,4
ОПЗ	ГРП	169,9	9,9	3,6	169,9
	ОПЗ СБС	61,9	-5,4	3,3	61,9
	ВПП ПАА	591,2	-14,6	2,4	591,2
	Компрессирование	286,5	-20,9	2,3	286,5
	Перестрел + ПСКО	235,1	-16,3	1,9	235,1
	КСПЭО-2	169,1	-8,1	1,9	169,1
	ГКО в динамическом режиме	164,0	-3,2	1,8	164,0
	ОПЗ РТ-1	40,9	-1,3	1,6	40,9
	Перестрел + УОС + ГКО	520,2	-4,2	1,6	520,2
	ОПЗ растворителем	47,7	-11,3	1,4	46,7
	ГКО	30,4	-1,9	-	-
	ПГКО	46,6	-7,1	1,3	45,9
	Дострел	19,4	-0,1	1,3	19,4
	ПГКО + УОС	53,7	-3,8	1,2	53,7
	Перестрел	165,2	13,9	1,0	165,2
	Растворитель + УОС	34,5	-12,1	0,8	34,5
	Компрессирование + ГКО	194,8	4,8	0,7	194,8
	СКО с щелочными металлами	42,7	-4,6	0,6	42,7
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Прирост дебита нефти за 3 месяца, %	Рост обводнённости за 3 месяца	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 6 месяцев, %
ОПЗ	Термобарохимическая обработка	36,5	15,1	0,4	36,5
	ИДВ	20,9	-6,8	0,4	20,9
	Акустическо-химическое воздействие	-13,6	4,8	-0,5	-13,6
	ТГХВ в кислоте	-13,6	0,7	-0,7	-13,6
	Акустическое воздействие	-50,1	16,7	-1,6	-50,1
Оптимизация	Перевод с ШГН на ЭЦН	8,2	16,9	0,5	2,2
	Увеличение подвески насоса	14,7	0,9	1,2	14,7
	Увеличение диаметра ШГН	22,9	6,0	1,1	22,9
	Увеличение диаметра ЭЦН	6,5	14,7	0,8	6,0
	Увеличение параметров откачки	3,8	5,4	0,2	3,8
	Перевод с УЭДН на ШГН	-0,7	6,7	0,0	-0,7
Пере-вод	Переход на новый горизонт	417,4	20,8	2,9	417,4
	Перевод из нагнетательной скважины в добывающие	-	94,0	0,3	-
РИР	РИР ЭМКО	652,3	-13,8	9,1	652,3
	Изоляция башмака	4 297,3	-54,2	4,3	4 297,3
	РИР с ПАА	605,8	-13,8	2,3	605,8
	Изоляция пластовой воды	199,9	-12,7	1,6	200,4
	Отключение пласта С-V, C-VI	403,4	-5,7	1,2	403,4
	Изоляция закачиваемых вод	120,4	-4,0	0,8	120,4
	Отключение пласта	224,7	-5,8	0,7	224,7
	РИР водонабухающим полимером	51,0	-19,1	0,6	51,0
	ОВЦ цементом	134,2	-4,5	0,3	134,2
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Рост обводнённости за 6 месяцев	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, %	Рост обводнённости за 12 месяцев
	Ввод БГС	-10,7	4,1	639,5	-10,7
	Ввод из бездействия	-2,1	1,2	384,4	-2,1
	Ввод бокового пологого ствола	69,2	0,7	-	69,2
Исслед-ования	Чистка забоя	-3,4	0,5	18,4	-3,4
ОПЗ	ГРП	9,9	3,6	169,9	9,9
	ОПЗ СБС	-5,4	3,3	61,9	-5,4
	ВПП ПАА	-14,6	2,4	591,2	-14,6
	Компрессирование	-20,9	2,3	286,5	-20,9
	Перестрел + ПСКО	-16,3	1,9	235,1	-16,3
	КСПЭО-2	-8,1	1,9	169,1	-8,1
	ГКО в динамическом режиме	-3,2	1,8	164,0	-3,2
	ОПЗ РТ-1	-1,3	1,6	40,9	-1,3
	Перестрел + УОС + ГКО	-4,2	1,6	520,2	-4,2
	ОПЗ растворителем	-12,0	1,4	46,7	-12,0
	ГКО	-	-	-	-
	ПГКО	-6,8	1,4	49,5	-6,4
	Дострел	-0,1	1,3	19,8	-0,1
	ПГКО + УОС	-3,8	1,3	55,1	-3,9
	Перестрел	13,9	1,0	165,2	13,9
	Растворитель + УОС	-12,1	0,8	34,5	-12,1
	Компрессирование + ГКО	4,8	0,7	194,8	4,8
	СКО с щелочными металлами	-4,6	0,6	42,7	-4,6
Группи-ровка ГТМ	Название ГТМ	Рост обводнённости за 6 месяцев	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, т/сут	Прирост дебита нефти за 12 месяцев, %	Рост обводнённости за 12 месяцев
ОПЗ	Термобарохимическая обработка	15,1	0,4	36,5	15,1
	ИДВ	-6,8	0,4	20,9	-6,8
	Акустическо-химическое воздействие	4,8	-	-	-
	ТГХВ в кислоте	0,7	-0,7	-13,6	0,7
	Акустическое воздействие	16,7	-1,6	-50,1	16,7
Оптимизация	Перевод с ШГН на ЭЦН	14,7	-8,2	-35,2	25,6
	Увеличение подвески насоса	0,9	1,2	14,7	0,9
	Увеличение диаметра ШГН	6,0	1,2	24,0	5,7
	Увеличение диаметра ЭЦН	15,1	-0,1	-0,5	16,6
	Увеличение параметров откачки	5,4	0,2	3,8	5,4
	Перевод с УЭДН на ШГН	6,7	0,0	-0,7	6,7
Пере-вод	Переход на новый горизонт	20,8	2,9	417,4	20,8
	Перевод из нагнетательной скважины в добывающие	94,0	0,3	-	94,0
РИР	РИР ЭМКО	-13,8	-	-	-
	Изоляция башмака	-54,2	4,3	4 297,3	-54,2
	РИР с ПАА	-13,8	2,5	672,7	-14,8
	Изоляция пластовой воды	-12,5	1,5	194,6	-12,3
	Отключение пласта С-V, C-VI	-5,7	1,2	403,4	-5,7
	Изоляция закачиваемых вод	-4,0	0,8	120,4	-4,0
	Отключение пласта	-5,8	0,7	224,7	-5,8
	РИР водонабухающим полимером	-19,1	0,6	51,0	-19,1
	ОВЦ цементом	-4,5	-0,1	-26,3	-6,4

2.4.1. Анализ проведения гидравлического разрыва пласта на скважинах Ельниковского место-рождения в 2004-2005гг

В декабре 2004 - январе 2005 года в ОАО «Удмуртнефть» был проведен гидроразрыв пласта на 9 скважинах Ельниковского месторождения (песча-ники С-III Яснополянских отложений). Среднесуточный дебит скважин по-сле ГРП в течение 12 месяцев составил 22 т/сут, что составляет 150% при-рост (13 тонн) от 9 т/сут дебита скважин до ГРП. Фактические результаты оказались на 50% выше прогнозируемых. Потенциально существует возмож-ность увеличения дебитов за счет программы оптимизации скважин. Если бы все скважины работали на гидродинамическом уровне, соответствующему уровню до ГРП, среднесуточный дебит мог составить 30, а не 22 т/сут. При значении гидродинамического уровня 1100м дебит мог возрасти до 50 т/сут.

График изменения дебитов скважин до и после ГРП.

Рис. 10

Еще один успешный фактор данной кампании: на одной из скважин, участвовавших в кампании 2001-2002 года (скважина 3548), был проведен повтор-ный ГРП. Увеличение дебита на 60% свидетельствует о нали-чии большого потенциала увеличения добычи от повторного ГРП.

Таблица 9

Изменение дебитов скважин до и после проведения ГРП.

№ скважины	до ГРП	после ГРП
	Qн, т/сут	Qж, м?/сут	% воды	Qн, т/сут	Qж, м?/сут	% воды
2809	5,4	14,3	66,4	7,3	17,4	62,7
4033	12,8	22	48,2	20,5	27,8	34,4
3863	2,1	3,4	45,0	7,1	9,2	31,3
3813	4,6	9,4	56,4	12,5	22,3	50,1
3858	14,2	29	56,4	60,2	102,1	47,5
3808	10,2	22,8	60,2	14,5	23,1	44,1
4108	6	9,4	43,2	20,1	27,9	35,9
3782	47	68	38,5	66,7	92,6	35,9
3548	19,6	31,2	44,1	31,3	35,8	22,2
среднее	13,5	23,3	50,9	26,7	39,8	40,5

Коэффициент увеличения добычи (КУД) по проведенным 9 операциям составил 2,5, по 4 наиболее успешным операциям КУД составил 3,7, по 4 наименее успешным 1,8. За исключением одной операции с полученным «стопом» и закачанным объемом проппанта 10% от запланированного, в це-лом КУД варьируется от 1,6 до 6. При проектировании последующих опера-ций необходимо учитывать следующее:

1) рекомендуется провести технико-экономический расчет замены ЭЦН для снижения гидродинамического уровня в скважинах;

2) снижение гидродинамического уровня, а также вероятность подтягива-ния конуса воды, вызовет увеличение напряжения на проп-пантную пачку;

3) рекомендуется проводить повторную перфорацию перед повторным ГРП;

4) рекомендуется проектировать ГРП с расчетом проводимости тре-щины не менее 20-30 кг/м²;

5) средняя длина трещины составила соответственно 60 и 85м. По резуль-татам компьютерного моделирования даже длина 60м пред-ставляется избыточной. Рекомендуется проектировать ГРП с расче-том длины трещины, примерно равной 40 м;

6) согласно показаниям забойных манометров, в среднем расчетные дав-ления оказались на 27% выше фактических. В дальнейшем при расчете следует закладывать значения пластовых давлений на 27% ниже;

7) рекомендуется продолжать перестрел колонн перед каждым гидрораз-рывом посредством чередования глубоких прострелов заря-дами малого диаметра и неглубоких прострелов зарядами большого диаметра (фазировка всех зарядов - 60 градусов);

8) обводненность после ГРП снизилась по всем скважинам, кроме од-ной, № 2809, содержащий водоносный горизонт всего в 6м от кол-лектора. По данной скважине отмечено увеличение обводненности на 3%. На скважине 3858 обводненность снизилась на 20%, хотя водо-носный горизонт расположен в 8метрах;

9) на 9 скважинах эффективность мини-ГРП варьировалась от 27 до 53%, что свидетельствует о необходимости продолжать выполнение мини-ГРП при последующих операциях;

10) для увеличения эффективности при закачке основного ГРП следует до-бавлять силикатную муку и песок фракции 100 меш. Силикатную муку добавлять в концентрации около 10 кг/м³ в течение всей опера-ции, песок добавлять на последней трети мини-ГРП (и закачки по-душки) в концентрации 40 кг/м³;

11) основной проппант, применявшийся на всех ГРП, - Форес 12-18. В це-лом, даже более крупный проппант поможет улучшить проводи-мость трещины и снизить объем выноса проппанта. Если при перфо-рации образуются отверстия диаметром 24мм, проппант 8-12 беспре-пятственно проникает в пласт./3/

2.4.2. Литературный обзор известных технических решений по теме проекта

ГРП является одним из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи и интенсификации притока. Этот метод повышения нефтеотдачи имеет ряд технологических модификаций, обусловленный различиями в геологических условиях залежей, типами.

В специальном приложении «Нефтеотдача» №5 2002г. Журнала «Нефть и капитал» разработчики компании ОАО «Пурнефтеотдача» В. Радченко,

П. Попов, А. Рожков в статье «Современный подход к планированию гидроразрыва пласта» описывается понятие о ГРП, зависимость технико-экономической эффективности от достоверности геолого-геофизической и промысловой информации объектов разработки, интерпретации данных сейсморазведки, ГИС. В статье достаточно полно раскрыта классификация способов ГРП, адаптации технологий ГРП к конкретным типам пластов. Оговаривается необходимость учитывать структуру трещины.

Весьма значительна взаимосвязь ширины и длины трещины. Там, где проницаемость пласта наименьшая, доминирующим параметром выступает длина трещины, вследствие значительной разницы проводимости пласта и трещины. Если же разница незначительная, то более предпочтительна короткая и широко раскрытая трещина. Для этих условий применяется технология с экранировкой кромки трещины. Другим важным моментом является возможность влияния на рост трещины по вертикали. Комбинацией определённых приёмов при подготовке и проведении ГРП можно добиться роста трещины по высоте в заданных пределах. Данная технология успешно применяется в водоплавающих залежах.

Для интенсификации обводнённого фонда скважин используется технология, изменяющая фазовую проницаемость по нефти и воде в трещине ГРП. Прививая необходимые свойства пропанту на поверхности, можно получить, после закачки его в пласт, значительное уменьшение обводнённости при одновременном росте дебита.

«Нефть и газ» № 6, 2001г., В работе «Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта» Г.А. Малышева, на основе исследований проведения ГРП на месторождениях Западной Сибири, выработана методика выбора скважин. В качестве основного критерия можно принять условие компенсации понесённых затрат за счёт прироста извлекаемых запасов. Опыт проведения ГРП показывает, что средняя продолжительность эффекта составляет 2-3 года. Причины снижения эффективности могут быть разрушение зёрен пропанта и их вынос, забивание межзернового пространства частицами глины, выпадение смол и парафинов и т.д. поэтому выбор скважины, исходя из данного критерия, основывается на анализе возможных изменений в режиме работы скважины и участка в целом в результате создания в пласте трещины. Основными факторами являются степень выработки запасов, неоднородность пласта, степень обводнения отдельных пропластков, состояние изолирующих экранов.

Исследования на моделях пласта показывают, что повышение продуктивности определяется относительной проводимостью трещин. В результате обработки данных расчётов на модельных средах Претсом получена зависимость отношение эффективного радиуса скважины (rэф) к длине трещины (? = rэф / L) от обратной величины относительной проводимости трещины. Для оценки объёма извлекаемых запасов, степени их выработки различными авторами используется в основном экспоненциальный, гиперболический закон падения добычи, а также уравнение Фетковича, однако наиболее обоснованным является соотношение, полученное теоретически Р.И. Медведским и названное «универсальным законом».

Анализ результатов проведения ГРП в скважинах Западной Сибири показывает, что в большинстве успешных воздействий наблюдается увеличение производной на характеристике вытеснения, выражающее повышение коэффициента нефтеотдачи. При этом, в случае постоянства показателя степени «универсального закона» до и после воздействия, полученный эффект достигается за счёт устранения негативного влияния скин-эффекта в ПЗ скважины.

«Технологии ТЭК» № 2, 2004г. научно-технический журнал. Статья «Опыт применения комплекса «Химеко-В» в технологиях ГРП» Е. Курятников, Н. Рахимов, А. Седых, М. Силин

Одним из определяющих факторов эффективности интенсификации скважин методом ГРП является правильный выбор жидкости разрыва. Компанией ЗАО «Химеко-ГАНГ» (Россия) было предложено использовать для приготовления жидкости разрыва новый полисахаридный комплекс химреагентов «Химеко-В», включающий в себя: гелеобразователь ГПГ-3; ПАВ-регулятор деструкции; сшиватель БС-1 и деструктор ХВ. Комплекс реагентов был опробован при проведении ГРП в Казахстане на месторождении Каламкас. Жидкость разрыва готовилась на основе пресной «волжской» воды. Существенное значение, влияющее на заданные параметры ГРП, имеет вязкость приготовленной жидкости разрыва (геля). Так при его приготовлении на основе нового комплекса гелирующего «Химеко-В» время сшивки находится в интервале 8-10 секунд, вязкость составила 1200-1500 сп (по проекту 1000-1200 сп). Создание и развитие трещины является важным и во многом определяющим этапом при проведении ГРП, однако не менее важным является закрепление созданной полудлины трещины. Для этого этапа неотъемлемым требованием технологии проведения ГРП является закачка пропанта в строго расчётном количестве. В свою очередь для соблюдения требований данного технологического этапа ГРП необходимо получить жидкость разрыва с хорошей песконесущей и пескоудерживающей способностью, что и было наглядно подтверждено проведением серии ГРП в Казахстане.

2.4.3. Патентный обзор известных технических решений по теме проекта

Патент РФ № 2156356 «Технология гидравлического разрыва пласта» авторы: Т.К. Апасов, А.Н. Пазин, К.П. Локтев технология основана на прогнозировании геометрии трещины и оптимизации ёё параметров.

Патент РФ № 2149992 «Способ технико-экономического прогнозирования эффективности проведения ГРП» авторы: И.А. Виноградова, А.А. Казаков, Медведский Р.И. способ связан с оценкой приоритетности скважин-кандидатов.

Патент РФ № 2171147 «Способ гидравлического разрыва пласта» авторы: Л.Ю. Бортников, Б.В. Петров, Б.Т. Саргин, Д.П. Килин, с помощью способа создаётся протяжённая , высокопроводящяя трещина, охватывающяя пласт полностью

Патент РФ № 21117148 «Способ приготовления эмульсии для гидравлического разрыва пласта» авторы: А.М. Панич, Г.Л. Данилов, Б.Ю. Охвич приготовление основано на применении оригинального оборудования и технологии смешивания ПСЖГ.

Патент РФ № 2101476 «Эмульсионный состав для гидравлического разрыва пласта» авторы: М.А. Бобылёв, В.Н. Журба сущность состава в определённой концентрации химреагентов, а именно гелеобразователь ГПГ-3; ПАВ-регулятор диструкции; смешиватель БС-1; деструктор ХВ жидкость готовится на основе пресной воды.

2.4.4. Анализ применения ГРП на других месторождениях

В настоящее время в разработку широко вовлекаются трудноизвле-каемые запасы нефти, приуроченные к низкопро-ницаемым, слабодренируе-мым, неоднородным и расчлененным коллекторам.

Сейчас имеются широкие потенциальные возможности для внедрения крупномасштабных операций по проведению ГРП в низ-копроницаемых газо-носных пластах на месторождениях Сибири (глубина - 2000...4000м), Став-ропольского (2000...3000м) и Красно-дарского (3000...4000м) краев, Саратов-ской (2000м), Оренбургской (3000...4000м) и Астраханской (Карачаганакское месторождение (4000...5000м)) областей.

В нефтедобыче России большое внимание уделяют пер-спекти-вам при-менения метода ГРП. Это обусловлено прежде всего тенденцией роста в структуре запасов нефти доли запасов в низкопроницаемых коллекторах.

Высокопроводя-щие трещины гидроразрыва позволяют увеличить продуктив-ность скважин в 2...3 раза, а применение ГРП как элемента си-с-темы разработки, т.е., создание гидродинамической системы скважин с тре-щинами гидроразрыва, дает увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, повышение нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабо-дренируемых зон и пропластков и увеличения охвата заводнением, а также позволяет вводить в разработку залежи с потенциальным дебитом скважин в 2...3 раза ниже уровня рентабельной добычи, следо-вательно, переводить часть забалансовых запасов в промыш-ленные. Увеличение дебита скважин после проведения ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины и размерами последней, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещи-ны, сущест-вует предельное значение длины, превышение кото-рого практически не при-водит к росту дебита жидкости.

За период 1988-1995гг. в Западной Сибири проведено более 1600 опера-ций ГРП. Общее число объектов разработ-ки, охваченных ГРП, превысило 70. Для целого ряда объектов ГРП стал неотъемлемой частью разработки. Благо-даря ГРП по многим объектам удалось добиться рентабельного уровня деби-тов скважин по нефти. В настоящее время объем проведения ГРП в Западной Сибири достиг уровня 500 скважино-операции в год. За эти годы накоплен определенный опыт в проведении и оценке эффективности ГРП в различных геолого-физических условиях.

Большой опыт гидроразрыва пластов накоплен в АО "Юганскнефтегаз". Анализ эффективности более 700 ГРП, про-веденных СП "ЮГАНСКФРАК-МАСТЕР" в 1989-1994 гг. на 22 пластах 17 месторождений АО "Юганскнеф-тегаз", показал следующее.

Основными объектами применения ГРП являлись залежи с низкопрони-цаемыми коллекторами. В первую очередь ГРП проводили на малоэффек-тивном фонде скважин: на бездействующих скважинах - 24 % от общего объ-ема работ, на малодебитных скважинах с дебитом жидкости менее 5 т/сут - 38 % и менее 10 т/сут - 75 %. На безводный и ма-ловодный (менее 5 %) фонд скважин приходится 76 % всех ГРП. В среднем за период обобщения по всем обработкам в резуль-тате ГРП дебит жидкости был увеличен с 8,3 до 31,4 т/сут, а по нефти - с 7,2 до 25,3 т/сут, т.е. в 3,5 раза при росте обводнен-ности на 6,2 %. В результате дополнительная добыча нефти за счет ГРП составила за 5 лет около 6 млн т. Наиболее удачные результаты получены при проведе-нии ГРП в чисто нефтяных объектах с большой нефтенасыщенной толщиной, где дебит жидкости увеличился с 3,5...6,7 до 34 т/сут при росте обводнен-но-сти всего на 5...6 %.

В 1993г. начались опытно-промышленные работы по проведению ГРП на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефте-газ", в течение года было про-ведено 36 операций. Общий объем производства ГРП к концу 1997г. соста-вил 436 операций. Гид-роразрыв проводился как правило в малодебитных скважинах с низкой обводненностью, расположенных на участках с ухуд-шенными фильтрационно-емкостными свойствами. После ГРП дебит нефти увеличился в среднем в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз. В результате ГРП в 70,4 % случаев обводненность возросла в среднем от 2 % до ГРП до 25 % после обработки. До-полнительная добыча нефти, от производства ГРП в ОАО "Но-ябрьскнефтегаз" к концу 1997г. превысила 1 млн. т.

Общепринятый подход к оценке эффективности гидроразрыва состоит в анализе динамики добычи нефти только обработан-ных скважин. При этом за базовые принимаются дебиты до ГРП, а дополнительная добыча рассчитыва-ется как разница между фактической и базовой добычей по данной скважине. При принятии решения о проведении ГРП в скважине часто не рассматрива-ется эффективность этого мероприятия с учетом всей пластовой системы и расстановки добывающих и нагнета-тельных скважин. Видимо, с этим свя-заны негативные послед-ствия применения ГРП, отмечаемые некоторыми авторами. Так, например, применение этого метода на отдельных участках Мамонтовского месторождения вызвало снижение нефтеотдачи из-за более интенсивного роста обвод-ненности некоторых обработанных и особенно ок-ружающих скважин. Анализ технологии проведения гидроразрыва на мес-то-рождениях ОАО "Сургутнефтегаз" показал, что зачастую неудачи связаны с нерациональным выбором параметров обра-ботки, когда темп закачки и объ-емы технологических жид-костей и проппанта определяются без учета таких факторов, как оптимальная длина и ширина закрепленной трещины, рас-счи-танные для данных условий; давление разрыва глинистых экранов, отде-ляющих продуктивный пласт от выше- и нижеле-жащих газо- и водонасы-щенных пластов. В результате умень-шаются потенциальные возможности ГРП как средства увели-чения добычи, увеличивается обводненность добы-ваемой про-дукции.

При промышленной реали-зации ГРП предварительно необходимо составле-ние проектно-го документа, в котором была бы обоснована технология ГРП, увязанная с системой разработки залежи в целом. При проведе-нии ГРП необ-ходимо предусмотреть комплекс промысловых исследований на первооче-редных скважинах для определения местоположения, направления и прово-димости трещины, что позволит внести корректировку в технологию ГРП с учетом особенностей каждого конкретного объекта. /6/.

2.5. Проектирование гидравлического разрыва пласта

2.5.1. Подбор скважин для осуществления программы по проведению гидравлического разрыва пласта на Ельниковском месторождении

Подбор кандидатов является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может ока-заться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с боль-шими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.

Параметры для оценки скважин-кандидатов для ГРП: для корректной оценки скважины-кандидата ГРП требуется минималь-ный объем данных. Ниже приведен перечень параметров и данных, необхо-димых для проведения такую оценку.

1. Карта месторождения с указанием:

1) расположения скважины-кандидата;

2) расположения соседних скважин, включая нагнетательные;

3) расположения скважин с выполненными ГРП;

4) легендой, дающей возможность рассчитать расстояния до соседних скважин.

2. Данные по добыче прошлых лет:

1) графики работы скважины по нефти, воде и газу, динамика давления на устье, данные по всем внутрискважинным работам;

2) текущий режим эксплуатации;

3) сведения по скважинам после ГРП в районе работ, в т.ч. данные ГИС.

3. Данные (диаграммы) ГИС в открытом стволе:

1) ГК, ПС, пористость, сопротивление и/или данные акустического каро-тажа;

2) содержать сведения об интервале как минимум на 50м выше и 50м ниже интересуемой зоны;

3) на диаграммах должны быть показаны зоны ПВР (в прошлом, настоя-щие и планируемые в будущем);

4) текущий и планируемый искусственный забой;

5) должна быть показана кровля всех зон.

4. Данные по целевому интересуемому и соседним пластам:

1) пластовое давление;

2) пластовая температура;

3) пористость;

4) литология;

5) местонахождение разломов;

6) естественная трещиноватость коллектора.

5. Данные по фильтрационным свойствам пласта, полученные при бурении:

1) модуль Юнга;

2) данные, свидетельствующие о том, будут ли прилегающие зоны яв-ляться барьером на пути развития трещины в высоту, или нет;

3) проектные кровля и подошва трещины;

4) требуется изоляция перфорационных отверстий для обеспечения разви-тия трещины в целевой зоне?;

5) представляет ли проблему близкорасположенный водоносный гори-зонт?

6. Представляет ли проблему вынос проппанта?

7. АКЦ с данными по 50м выше и ниже целевого интервала.

8. Схемы конструкции скважин с указанием расположения интервалов пер-форации, высоты подъема цемента, интервалов посадки и диаметров, це-ментных мостов-пробок, мест выполнения ловильных работ.

9. Сведения по обсадным и НКТ колоннам:

1) диаметры, марки стали, интервалы спуска;

2) наличие хвостовика в скважине?;

3) диаметр планируемой колонны ГРП?;

4) выдержит ли колонна ГРП преждевременный «Стоп»?;

5) выдержит ли затруб ожидаемые давления?;

6) достаточно ли качество цементирования над предполагаемой высо-той трещины?;

7) достаточно ли сцепление цементного камня (качество и количество) чтобы избежать смятия обсадной колонны над пакером?;

8) можно ли выполнить исследование с применением тетраборнокис-лого натрия или импульсный нейтронный каротаж для выявления воды в каналах цементного камня?

10. Данные о перфорации:

1) тип перфоратора;

2) плотность перфорации (отв. на м);

3) диаметр и глубина отверстий (мм);

4) фазирование (град);

5) отношение диаметра к макс. размеру частиц проппанта (меш).

11. Искривление ствола:

1) глубина максимальной кривизны ствола;

2) отклонение от вертикале на кровле интервала перфорации.

12. Полные данные по эксплуатации скважины.

13. Наземные сооружения.

14. Поддержка проекта со стороны ППД:

1) в состоянии ли нагнетательные скважины обеспечить повышенные объ-емы нагнетания в связи с возросшим отбором нефти?;

2) требуется карта (схема) заводнения.

При выполнении ГРП колонна подвергается экстремальным нагрузкам: Аномальные давления. При выполнении ГРП давление на устье может пре-вышать 680 атм. Очень важно, чтобы ФА была пригодна для работы с такими давлениями

Абразивные составы. Важно защитить ФА от чрезмерной эрозии.

Высокие нагрузки на НКТ и пакер

Высокие нагрузки на обсадную колонну. Обсадная колонна должна выдержи-вать давления в затрубе, необходимые для выравнивания давлений ГРП в ко-лонне ГРП.

Высокие нагрузки на хвостовик. Хвостовики должны выдерживать высокие забойные давления ГРП.

Жидкости - всегда следует проверять жидкости до начала КРС: качество, плотность, процент содержания соли, кальция и магния в воде, общее содер-жание взвешенных частиц и рН. В качестве основных жидкостей рекоменду-ется отфильтрованная до 10 микрон вода с 3% содержанием хлористого ка-лия. «Чистую» нефть необходимо проверить на содержание воды и частиц песка. Для глушения скважин и КРС должна применяться только нефть с со-держанием частиц песка < 0.003%. Все емкости для хранения нефти должны быть очищены паром. Для транспортировки разрешается использование только очищенных емкостей. Перед применением все жидкости подлежат обязательной проверке.

Посадка пакера. Запрещается спуск скребков и пакеров ниже интервала пер-форации. Обычно пакер устанавливается на расстоянии 35 мм над перфора-ционными отверстиями. В случае надежного цементирования пакер может устанавливаться на высоте до 50 метров над верхними перфорационными от-верстиями. Одно соединение НКТ устанавливается ниже пакера. В ежеднев-ный отчет по КРС должны включаться данные по глубине посадки пакера и весу лифтовой колонны до и после установки. Отклонения от заданных па-раметров должны также фиксироваться в отчете.

Интервал проработки обсадной колонны скребком. Проработка обсадной колонны скребком должна производится на расстоянии от 40 метров над па-кером до 5 метров над перфорационными отверстиями. При отсутствии пер-форационных отверстий проработка скребком производится до планируемой

нижней перфорации.

Размер шаблонов. Рекомендуется максимально возможный для заданной ко-лонны размер шаблонов. Таким образом, шаблон должен быть больше диа-метра пакера и иметь достаточную длину и наружный диаметр для уста-новки скважинного насоса./7/

2.5.2. Выбор скважин-кандидатов

На основании выше изложенного мы провели детальный анализ всего добывающего фонда скважин Ельниковского месторождения: работа скважины; проведенные на ней ремонты (аварии); проводимые на ней ГИС; конструкцию скважин; проведенные на ней ГТМ, оптимизации; способ эксплуатации; расположение скважины по отношению к другим скважинам. После этого были выбраны 10 скважин для осуществления программы по гидроразрыву пласта.

Мощность продуктивной зоны (Н) - очевидно, наиболее важная переменная величина коллектора, по моему мнению, поскольку на ее основе мы делаем оценочные расчеты общей проницаемости.

Кривизна ствола в зоне перфораций - часто проблемы с гидроразрывами возникают по причине увеличения угла отклонения ствола в интервале перфораций. На результат может влиять и модуль. Чем мягче порода, тем менее важен угол ствола. Однако, если породы характеризуются предполагаемым модулем 3-6 млн. psi, тогда кривизна является важной величиной.

Количество перфорированных зон - гидроразрыв может быть осложнен в результате неоднородности коллектора песчаных пропластков или по причине мощных перемычек между ними.

Проницаемость - поскольку значения приближенные, я бы не полагался на эту переменную при ранжировании скважин. Скважина может иметь низкое значение Кпр по причине высокого скин-фактора.

Обводненность (%) - при подборе кандидатов на ГРП предпочтение не отдается скважинам с высокой обводненностью продукции. Однако, лично я руководствуюсь тем, сколько нефти можно добыть со скважины даже при большом отборе воды.

Пластовое давление - опять-таки вопрос о точности оставляет место сомнениям совместимости данной переменной.

Таблица 10

Динамика добычи по скважинам - кандидатам

Дата	Скважина 4006	Скважина 4025	Скважина 2806	Скважина 4002	Скважина 2805
	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
янв. 06	12,9	5,1	56	7,0	2,9	54	12,5	4,9	56	9,0	7,2	10	7,0	3,1	50
фев. 06	12,7	5,1	55	7,1	2,9	54	13,0	5,2	55	8,8	7,0	10	7,5	3,4	50
мар. 06	12,8	4,7	59	7,1	2,9	54	12,5	5,2	53	8,9	7,1	10	7,2	3,1	51
апр. 06	11,2	4,9	51	7,0	2,9	54	12,1	5,1	53	9,2	7,4	10	7,2	3,1	52
май 06	11,5	4,8	53	7,0	3,0	52	12,3	5,0	54	9,0	7,2	10	7,2	3,1	52
июн 06	11,5	4,7	54	7,0	2,8	55	12,4	5,1	54	9,3	7,4	11	7,4	3,0	55
июл 06	11,9	4,9	54	7,1	2,8	55	12,5	4,9	56	9,3	7,4	11	7,0	2,8	55
авг 06	12,0	5,2	51	7,2	2,9	55	12,6	5,3	53	9,1	7,2	11	7,2	3,0	53
сен 06	12,0	5,0	53	7,3	3,1	53	12,3	4,9	55	9,0	7,2	11	7,2	2,9	55
окт 06	11,4	4,4	56	7,3	3,1	52	12,4	4,9	56	9,6	7,5	12	7,6	3,0	55
ноя 06	11,8	4,3	59	7,2	3,0	53	12,5	5,0	55	9,1	7,2	11	7,6	3,1	54
дек 05	12,0	4,7	56	7,4	3,0	54	12,5	5,2	53	9,0	7,1	11	7,5	3,2	53
Дата	Скважина 2792	Скважина 2758	Скважина 2814	Скважина 3786	Скважина 2817
	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%	Qж	Qн	%
янв. 06	12,9	5,1	56	7,0	2,9	54	12,5	4,9	56	9,0	7,2	10	7,0	3,1	50
фев. 06	12,7	5,1	55	7,1	2,9	54	13,0	5,2	55	8,8	7,0	10	7,5	3,4	50
мар. 06	12,8	4,7	59	7,1	2,9	54	12,5	5,2	53	8,9	7,1	10	7,2	3,1	51
апр. 06	11,2	4,9	51	7,0	2,9	54	12,1	5,1	53	9,2	7,4	10	7,2	3,1	52
май 06	11,5	4,8	53	7,0	3,0	52	12,3	5,0	54	9,0	7,2	10	7,2	3,1	52
июн 06	11,5	4,7	54	7,0	2,8	55	12,4	5,1	54	9,3	7,4	11	7,4	3,0	55
июл 06	11,9	4,9	54	7,1	2,8	55	12,5	4,9	56	9,3	7,4	11	7,0	2,8	55
авг 06	12,0	5,2	51	7,2	2,9	55	12,6	5,3	53	9,1	7,2	11	7,2	3,0	53
сен 06	12,0	5,0	53	7,3	3,1	53	12,3	4,9	55	9,0	7,2	11	7,2	2,9	55
окт 06	11,4	4,4	56	7,3	3,1	52	12,4	4,9	56	9,6	7,5	12	7,6	3,0	55
ноя 06	11,8	4,3	59	7,2	3,0	53	12,5	5,0	55	9,1	7,2	11	7,6	3,1	54
дек 05	12,0	4,7	56	7,4	3,0	54	12,5	5,2	53	9,0	7,1	11	7,5	3,2	53

Таблица 11

Конструкция скважин

Скважи-на	э/колонна	Забой	Перфорация
	Ф, мм	Толщи-на стенок, мм	Исскуствен-ный, м	Теку-щий, м	Дата	Интервал	Тип перфора-тора	Плот-ность
4006	146	8	1360	1358	1991	1278-1279,8; 1280,4-1282,4; 1283,6-1286	ПК-105	10
4025	146	8	1480	1480	1988	1377,4-1378,8; 1380,2-1381,4; 1383-1385,6; 1389-1391,6; 1393-1396	ПК-105	10
2806	146	8	1510	1500	1990	1436.4-1438.0; 1438.8-1440.4; 1444.4-1450.4	ПК-105	10
4002	146	8	1520	1490	1985	1451.2-1452.8; 1459.4-1461.2; 1462.0-1464.2; 1468.0-1472.0	ПК-105	10
2805	146	7	1488	1485	1987	1418.8-1420.4; 1422-1423.2; 1428-1431.6	ПК-105	10
2792	146	8	1521	1515	1990	1423.2-1424.4; 1428.0-1429.2; 1436.4-1438.4; 1445.6-1447.2; 1449.0-1451.6	ПК-105	10
2758	146	8	1430	1420	1991	1346.8-1348.0; 1349.0-1350.0; 1352.4-1361.0; 1380.8-1384.0	ПК-105	10
2814	146	7	1468	1460	1986	1403.0-1405.2; 1412.2-1413.8; 1418.4-1422.8	ПК-105	10
3786	146	8	1503	1500	1988	1442.8-1445.2; 1453.0-1454.0; 1455.2-1457.6	ПК-105	10
2817	146	8	1500	1500	1987	1430.8-1433.0; 1435.0-1436.0; 1437.0-1438.0; 1440.8-1446.0	ПК-105	10

Таблица 12

Физико-химические свойства по скважинам-кандидатам.

Скважина	Рпл, атм	Рзаб, атм	Рнас, атм	Вязкость, мПа·с	Объемный коэффициент	Скин-фактор	Нэф, м	Проницаемость, мД	Плотно-сть нефти. пов.усл., т/м?
4006	111	50	65	20,87	1,028	25,148	5,2	100	0,889
4025	124	48	62	21,30	1,100	23,146	10,0	87	0,889
2806	124	50	66	20,01	1,056	25,147	7,4	97	0,889
4002	138	52	68	20,90	1,080	24,657	22,2	81	0,889
2805	135	54	63	21,80	1,102	26,822	6,6	86	0,889
2792	125	51	62	21,89	1,112	25,444	10,0	79	0,889
2758	127	47	61	22,34	1,038	20,176	9,0	96	0,889
2814	127	31	65	20,08	1,097	26,688	6,6	100	0,889
3786	123	52	65	20,84	1,112	26,442	9,8	94	0,889
2817	135	54	66	23,41	1,084	25,233	12,0	83	0,889

2.5.3. Технология проведения гидравлического разрыва пласта

1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.

2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.

3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.

4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.

5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.

6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.

7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течении 10 мин.

8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.

9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м³ чистой загеленной жидкости разрыва.

10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900 кг/м³ до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.

11) Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.

12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м³/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.

13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.

14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. /4/.

Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП.

Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.

Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины.

Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то его заменяют или изменяют место посадки.

Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 650 атм, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры. /7/

Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины

Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:

Р_з=Р_г+Б_р, (2.1.)

где: Б_р - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;

Р_г - величина горного давления, определяется по формуле:

Р_г=Н*р*10(ехр-5), (2.2)

где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;

р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м³.

Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле:

Р_у=Р_г+Б_р+Р_тр- Р_{пл ,} (2.3)

где: Р_тр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. .

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируются в памяти компьютеров. В процессе ГРП используется следующая техника: специальные насосные агрегаты высокого давления; смеситель(блендер); стан-ция контроля и управления процессом; песковоз; пожарный автомобиль; блок манифольдов; автомобиль для перевозки химреагентов; вакуумная установка.

Схема расстановки наземного оборудования при производстве ГРП

Рис. 11

Схема расположения подземного оборудования

при проведении ГРП на примере скважины 4006.

Рис. 12



2.5.4. Проведение перфорации

При проведении скважинных работ важно не допустить закупорки пер-форационных отверстий. Все операции, которые могут привести к осыпям (цементирование, установка песчаных заглушек, проработка скребком и др.) должны проводиться до перфорирования. Затем жидкости в скважине вытес-няются чистыми жидкостями. Эта операция также проводится до перфориро-вания.

За исключением случаев ограниченной перфорации, ПВР на скважине должно выполняться таким образом, чтобы минимизировать: давления тре-ния в пристволье и риск преждевременного «Стопа» при закачке ГРП, паде-ние давления в призабойной зоне и вынос проппанта при эксплуатации, а также, чтобы обеспечить хорошее перекрытие продуктивной зоны, избежав в то же время контакта трещины с зонами нежелательных флюидов.

Важно, чтобы диаметр перфорационных отверстий соответствовал раз-меру проппанта. Во многих случаях, особенно при осадконакоплениях, реко-мендуется повторное перфорирование до начала ГРП. В отсутствие надеж-ной информации в целях безопасности скважины рекомендуется ПВР с плот-ностью 20 отв/м, фазированием 60 град., с входным диаметром отверстий 12мм.

Длина интервала перфорации может оказать влияние на трещину. Для вертикальных скважин ограничение по интервалу перфорации 15-30 метров. На наклонно-направленных скважинах интервал ПВР должен прогрессивно уменьшаться при нарастании отхода от вертикали. В случае если зенитный угол ствола составляет 45 град и более, рекомендуемый интервал не должен превышать 10 метров. Интервал перфорации должен быть ограничен на сква-жинах с большим отходом и горизонтальных. Меньшие интервалы ПВР сле-дует предусмотреть и в случае жестких пород, а также при неблагоприятной ориентации стрессов в призабойной зоне. Для горизонтальных скважин в ме-ловых породах рекомендуемый интервал перфорации составляет от 0,7 до 2,5 метров, в зависимости от ориентации ствола. В более жестких породах интер-вал ПВР должен быть сокращен до 0,7 м.

На вертикальных скважинах и скв с зенитным углом менее 45 град про-стрел выполняется с фазированием 60 град. При больших углах отхода и на горизонтальных скважинах прострел выполняется с фазированием от 0 до 180 град с ориентацией кровли и подошвы интервала перфорации по вектору силы тяжести. За исключением случаев частичной (ограниченной) перфора-ции плотность ПВР должна быть как минимум 10 отв./м. Как правило, глу-бина отверстий в 100-150 мм является достаточной.

Депрессия на пласт может снизить начальное давление разрыва на 68 атм и, вероятно, даст возможность привлечения к ГРП большей части интер-вала перфорации. Вызов притока перед ГРП имеет такой же эффект. В иных случаях избыточное (репрессия) или сбалансированное давление может быть достаточным. Перфорирование на очень высокой репрессии перед ГРП мо-жет помочь минимизировать проблемы с искривлением каналов, обуслов-ленным некачественными работами ПВР, однако, как правило, не рекомен-дуется.

2.5.5. Дизайн гидравлического разрыва пласта

Традиционно рассматриваемые моменты включают:

Зенитный угол и азимут. В идеальном случае желательно рассматривать в качестве кандидатов для ГРП вертикальные скважины, поскольку отход даже в 15 град ведет к росту давления закачки и риску преждевременного «Стопа», а также к резкому снижению продуктивности после ГРП. Другим вариантом является подбор скважины с отходом, траектория которой находится в плос-кости трещины.

Траектория скважины. Данное обстоятельство критично и при работах с ГНКТ и операциях (ГИС) на кабеле, без исключения требуемых при прове-дении ГРП. Важно, чтобы траектория скважины не ограничивала выполне-ние этих работ.

Расчет проницаемости коллектора. Обычной проблемой, особенно, но, к сожалению, не ограничивающейся разработкой месторождения и интенсифи-кации притока после ГРП является то обстоятельство, что проницаемость коллектора известна лишь в широком диапазоне. Следует предпринять все усилия к исследованию скважины перед ГРП для получения точных (в ра-зумных пределах) значений проницаемости и скина. Какая полудлина и про-водимость трещины должна учитываться при подготовке дизайна? Если не-обходимо рассчитать дизайн ГРП, исходя из соображений максимального дебита, то, грубо говоря, длина трещины рассчитывается по нижней границе проницаемости, а проводимость - по верхней. Это обеспечивает оптимиза-цию параметров трещины с точки зрения дебита, хотя и потребует дополни-тельных затрат из-за большего объема проппанта.

Повторный ГРП может привести к изменениям стрессов породы или росту фильтрации в призабойной зоне, что окажет влияние на будущие ГРП.

Качество цементирования (целостность сцепления). Чаще всего, качеству цементирования не придается той важности, которой оно заслуживает. Каче-ственный цемент в зоне эксплуатационного хвостовика и интервала перфо-рации является обязательным условием для того, чтобы не допустить разви-тия трещины за колонной в нежелательные зоны. Это особенно важно при ГРП вблизи зон контактов или при закачке кислоты перед ГРП.

Данные по соседним скважинам - Соберите данные по ранее выполнен-ным ГРП в районе работ, включая данные по градиенту разрыва по нагнетательным скважинам и испытаниям на гидроразрыв по данным буре-ния. Это послужит хорошей оценкой при расчете давлений ГРП и прочих па-раметров дизайна, таких как фильтрация и время до получения ТСО. При ГРП в районах с естественным трещинообразованием важно обеспечить на-личие понизителей фильтрации, таких как песок с размером частиц 100 меш и/или силикатной муки, для включения в состав жидкости ГРП и мини-ГРП.

Забойные манометры (ЗМ) с работой в реальном времени или записью в блок памяти. При ГРП сложных пластов с необычными стрессами в тектониче-ски-активных зонах или при ГРП в скважинах с большим отходом и горизон-тальных, применение ЗМ с выдачей данных в реальном времени является в высшей мере рекомендуется. Такие ЗМ могут размещаться на колонне ГРП или на НКТ сразу под пакером, с кабелем с другой стороны. Аналогично, если предусматривается сравнительно простой ГРП, например, в приурочен-ном коллекторе с нормальными режимами стрессов, достаточно использо-вать ЗМ с записью данных в блок памяти. Такие ЗМ легко извлекаются через скважинные камеры газлифтной установки, либо в промежутке между мини-ГРП и основным ГРП. Данные ЗМ критичны для оптимизации дизайнов ГРП и оценки работы скважины впоследствии.

Полудлина и проводимость трещины. Обычно рассчитываются, чтобы до-биться максимальной продуктивности с учетом затрат.

Высота трещины. Критичное влияние на успешность ГРП может оказать прогноз развития трещины в высоту на новых скважинах, с возможным про-никновением в нижележащие водоносные или вышележащие газоносные пласты. В низкопродуктивных зонах проблемой может являться чрезмерное увеличе-ние высоты трещины. Использование линейных гелей или сшитой нефти мо-жет быть оптимальным для этих целей.

2.5.6.Заключительные работы

После проведенного гидроразрыва и спада давления из скважины извле-кается подземное оборудование и замеряется забой. При наличии песчаной пробки производится промывка ее.

В том случае, если для контроля местоположения трещин и оценки их раскрытия закачивался меченый изотопами материал, производится повтор-ный замер гамма-каротажа. Сопоставление контрольного и проведенного за-меров гамма-каротажа позволяет установить интервалы разрыва, а по вели-чине зернистого «меченого» материала оценивают раскрытие трещин.

Освоение и эксплуатация скважины после процесса в большинстве слу-чаев производятся тем же способом, как и до гидроразрыва.

После установления постоянного отбора жидкости из скважины произ-водится исследование методами установившегося и неустановившегося от-бора для определения коэффициента продуктивности по добывающим или коэффициента приемистости по нагнетательным скважинам и других пара-метров пласта, призабойной зоны скважины. Для выявления качественных изменений, происшедших в скважине после гидроразрыва, следует произво-дить замеры дебита нефти и газа, процента обводненности, количества выно-симого песка и т.д.

Для более полного представления о длительности эффекта в скважине при последующей эксплуатации ее, помимо замеров дебита нефти и газа, не-обходимо периодически (один раз в квартал) производить исследования по изучению динамики коэффициента продуктивности. Особенно такие иссле-дования необходимы при значительных изменениях режима работы насосной установки (длины хода, числа качаний, глубины подвески и диаметра насоса) или режимов работы фонтанного или газлифтного подъемников.

2.5.7. Техника для гидравлического разрыва пласта

Смеситель (блендер):

Смеситель монтируется на грузовом автомобиле типа "Kenworth" Т800 6х6 рассчитана на эксплуатацию в диапазоне температур окружающего воздуха от - -40°С до +40 °С.

Смесительная установка характеризуется следующими техническими данными:

- расход жидкости - 7,9 м^З/мин.;

- максимальное давление на выходе - 5,3 атм.;

- максимальная плотность на выходе - 2,4 кг песка на 1 литр;

- максимальный расход сухих химических веществ - 0,074 м^З/мин.;

- максимальный расход жидких химических веществ - 57 л/мин.;

- максимальная подача расклинивающего агента - 7260 кг/мин.

Привод смесительной установки - гидравлический. Привод насоса - от
многоступенчатой коробки передач с гидроприводом от силовой установки на шасси автомобиля. Насос питает гидродвигатели, которые приводят в действие следующие агрегаты: