Гидравлический разрыв пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование ГРП. Технические средства. Пути повышения эффективности ГРП.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - технологический процесс увеличения проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта за счет образования трещин или расширения и углубления в нем естественных трещин. Сущность этого процесса заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, превышающем местное горное давление и прочностные свойства породы пласта.

ГРП применяется:

- для интенсификации добычи нефти из скважин с сильно загрязненной призабойной зоныой за счет создания трещин;

- с целью обеспечения гидродинамической связи скважины с ситемой естественных трещин пласта и расширения оны дренирования;

- для ввода в разработку низкопроницаемых залежей и перевода забалансовых запасов нефти в промышленные;

- при вводе в разработку сложнопостроенных и неоднородных пластов с целью увеличения темпов отбора нефти и повышения конечного нефтеизвлечения;

- для увеличения продуктивности нефтяных скважин;

- для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

- в скважинах с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью пласта.

Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах, расположенных вблизи водонефтяных и газонефтяных зон, в которых возможно ускоренное конусообразование и прорыв воды и газа в добывающие скважины; в истощенных пластах с низкими остаточными запасами, а также в карбонатных коллекторах с хаотичной трещиноватостью.

ГРП производят в следующем порядке. В скважину спускаются НКТ, а выше кровли продуктивного пласта, в котором планируется провести ГРП, устанавливают пакер и якорь. Скважину промывают водой с целью очистки забоя от глины и механических примесей. При необходимости иногда перед ГРП проводят соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность. Затем в скважину по НКТ (диаметр НКТ не менее 89 - 114 мм, трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления) нагнетается жидкость разрыва в объемах, необходимых для создания на забое давления, необходимого для разрыва пласта. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает зону продуктивного пласта от вышележащей части скважины. При этом давление, создаваемое насосами, действует только на пласт и на нижнюю часть пакера. Устанавливают гидравлический якорь для не допущения смещения пакера.

Жидкости для ГРП разделяются на три категории: жидкость разрыва, жидкость-песконоситель и продавочная жидкость.

Рабочие жидкости не должны уменьшат ни абсалютную, ни фазовую проницаемость породы продуктивного пласта. В этой связи при ГРП в нфтяных скважинах применяют жидкости на углеводородной основе, а в нагнетательных и в нефтяных скважинах, предназначенные для перевода в нагнетательные – на основе воды. Однако в скважинах с карбонатными коллекторами в качестве рабочих жидкостей могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе.

Жидкость разрыва пласта должна хорошо проникать в пласт и в естественно существующие в нем трещины. Жидкости разрыва в основном применяются:

1. углеводородные

2. водные растворы

3. эмульсии

Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать мех.примесей, а при соприкосновении с породой и пластовой жидкостью не должна образовывать нерастворимых осадков.

Наибольшее предпочтение при ГРП должно отдаваться жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях. Во время проведения ГРП вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильной.

Жидкость-песконоситель - это жидкость, используемая для подачи песка с поверхности в полученные трещины. Жидкость-песконоситель должна быть нефильтрующейся или с быстро снижающейся фильтруемостью, а также должна иметь высокую пескоудерживающую способность. В качестве жидкостей-песконосителей применяются те же жидкости, что и для разрыва пласта.

Наполнитель служит для образовавшихся трещин и недопущения их смыкания при снятии давления. Для закрепления трещин, образуемых во время ГРП, применяют кварцевый песок с размером зерен 0.4 - 1.2 мм. Такой песок испытывают в лабораторных условиях на прочность и вдавливаемость в поверхность горных пород, в которых образуется трещина, а также на остаточную проницаемость (проницаемость после сдавливания песка под прессом, имитирующим действие горного давления). Песок для заполнения трещин при ГРП должен удовлетворять следующим требованиям: а) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах, и не разрушаться под действием веса пород; б) сохранять высокую проницаемость. Таким является крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по гранулометрическому составу кварцевый песок. В случаях высокого горного давления или непрочной поверхности горных пород, в которых образуется трещина, применяют искусственный керамический или иной расклинивающий материал.

При первых ГРП следует вводить в каждую трещину не менее 1,5-2т песка.

При закачке в пласт больших количествах песка (более 15-20т) с целью более глубокового проникновения его по трещинам, первые порции песка (30-40%) закачивают мелкозернистым песком мелкой (0,4-0,6мм) фракции с последующим переходом на закачку песка более крупной фракции.

Современное проектирование ГРП состоит из двух принципиально различающихся частей.

В первой части проектирования устанавливают цель ГРП, определяют скважины, пласты и пропластки для ГРП, а также рассчитывают размеры (длину, ширину) трещин, которые нужно образовать. Обычно эту часть проектирования ГРП выполняет предприятие или его отдел (геологический, разработки, повышения нефтеотдачи) , ведущие разработку месторождений или какого-то объекта. По заказу предприятие проектирование может быть, также, поручено научно-исследовательской организации.

Вторая часть проектирования связана непосредственно с выбором параметров ГРП обеспечивающих в выбранных скважинах такие темпы закачки и объемы закачанных в трещины жидкостей и песка, которые позволяют создать в пласте трещины с размерами и пропускной способностью, запроектированной в первой части. Эта часть проектирования состоит в расчетах процесса образования трещины заполнения и закрепления ее песком. Во второй части проектирования ГРП выбирают также эффективные жидкости разрыва с соответствующими свойствами и песок (расклинивающий материал). Вторую часть проектирования ГРП выполняет обслуживающая ("сервисная") фирма, которая обычно и осуществляет операцию ГРП.

В полный комплект оборудования для гидравлического разрыва пластов входят насосный и пескосмесительный агрегаты, автомотоцистерна, блок манифольд и арматура устья.

Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Для осуществления гидроразрыва могут применяться: насосные агрегаты 4АН-700, модернизированные 5АН-700 или рамные АНР-700. Максимальное давление этих агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с, при давлении 20 МПа подача составляет 22 л/с. Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.

На практике нередко применяют поинтервальный гидрорарыв. Поинтервальный, применяется , когда несколько пластов разрабатываются общим фильтром, а пласты изолированы друг от друга слоями непроницаемых пород.

Применяется также направленный ГРП. При направленном ГРП с помощью пескоструйной перфорации производится дополнительная перфорация в заданном интервале продуктивного пласта, в котором планируется получить трещины. При этом применяется как «точечная» гидропескоструйная перфорация, так и щелевая.

Одной из эффективных новых технологии ГРП явяется технология осаждения проппаната на конце трещины (или концевое экранирование трещин (TSO)), которая позволяет целенаправленно увеличивать ширину трещины, останавливая ее рост в длину, за счет чего значительно увеличивается проводимость. Для интенсификации выработки запасов из низкопроницаемых слоев и снижению риска попадания трещины в водоносные или газоносные пласты применяется технология селективного гидроразрыва.

Система автоматизации, защиты и управления стационарными установками. Диспетчерский пульт нефтепромысла. Контролируемые параметры по объектам (скважина, ГЗУ, ДНС, УПН, КСУ и т.д.).

Технологическая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды имеет следующий вид. Добытая нефть со скважины направляется на групповую замерную установку (ГЗУ). С ГЗУ нефть направляется на дожимную насосную станцию (ДНС) для откачки нефти на установку подготовки нефти (УПН). На УПН нефть направляется через сепаратор (отделение газа от нефти), в горизонтальный отстойный аппарат предварительного обезвоживания, откуда нефть насосами подается в печи (подогрев 48-52 °С) и отстойные аппараты глубокого обезвоживания. После них нефть поступает через смеситель в отстойники для обессоливания и в резервуар товарной нефти. Из него нефть насосами узел учета нефти направляется в магистральный нефтепровод (МН). Вода из отстойников обезвоживания и обессоливания поступает в резервуары сточных вод и далее насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) системы поддержания пластового давления (ППД). Газ, выделившийся в процессе подготовки нефти, в Удмуртии сжигается на факелах.

В процессе промысловой подготовки нефти и воды используются средства контроля и измерений общетехнологических параметров.

Измерение давления. Для измерения давления используют манометры, вакуумметры, мановакуумметры. Для сигнализации применяют электроконтактные манометры ЭКМ или ВЭ-16рб, выполненные во взрывобезопасном исполнении. Для дистанционного, непрерывного преобразования абсолютного и избыточного давления, разряжения, разности даления жидких и газообразных сред в пропорциональное значение выходного сигнала постоянного тока используют тензорезисторные измерительные преобразователи «Сапфир-22», «Мид», «Корунд», «КРП» в комплекте с унифицированными блоками, преобразующими изменения сопротивления тензопреобразователя в токовый сигнал.

Измерение температуры Для измерения температуры применяют термоэлектрические термометры (термопары – хромель-копелевые или хромель-алюмелевые), термопреобразователи (термометры) сопротивления (платиновые ТСП или медные ТСМ), жидкостные стеклянные термометры и манометрические термометры. В качестве вторичной аппаратуры индикации и защиты по температуре в настоящее время хорошо зарекомендовали себя «УМС-4», «УКТ-38».

Измерение уровня, уровня раздела Приборами для контроля уровня раздела жидкостей оборудуют, как правило, каждый отстойный аппарат или электрогидратор. В настоящее время в Удмуртии используют приборы, которые автоматически дистанционно непрерывно измеряют уровни жидкости, отображают результат измерения на цифровом дисплее, а также осуществляют контроль верхнего и нижнего предельных уровней с выдачей токовых сигналов в систему управления:

Двухканальный регулятор уровня раздела фаз нефть-вода. В комплект регулятора входят: датчик уровня жидкости ДУЖ-1М, блок автоматики БА-1 и электрическое исполнительное взрывозащищенное устройство УЭРВ. В качестве чувствительного элемента в уровнемере ДУЖ-1М используют поплавки, перемещающиеся по немагнитной трубе, внутри которой размещены герметизированные магнитоуправляемые контакты-герконы.

Двуххканальный регулятор уровня раздела фаз нефть-вода «ВК-1200», «У-1500». Конструктивно уровнемер состоит из двух частей – первичного и вторичного преобразователей, выполненные во взрывобезопасном исполнении. Первичний преобразователь состоит из датчика и иэлектронного блока. Датчик содержит вертикально установленную гибкую трубу с размещенным в ней ферромагнитным звуководом, электроакустический излучатель и поплавки с постоянными магнитами, перемещающихся свободно вдоль трубы. Сигналы с первичного преобразователя обрабатываются во вторичном преобразователе. Принцип действия уровнемера заключается в измерении времени прохождения ультрозвуковой волной расстояния от излучателя до верхнего поплавка (уровень нефти) и измерении времени прохождения ультрозвуковой волной пути от конца стержня и обратно до второго поплавка (уровень воды).

Измерение расхода Применяемые в отрасли расходомеры устанавливаются на всем протяжении технологического процесса сбора и подготовки нефти. Различают следующие виды расходомеров, которые применяют на данный момент:

Расходомеры переменного давления в сужающем устройстве. В качестве сужающего устройства используется диафрагма, установленная в трубе. Принцип действия приборов основан на преобразовании измеряемой величины перепада давления в электрический сигнал или сразу в величину расхода, передаваемых на вторичный прибор (первичные преобразователи - дифманометры ДМ, Сапфир-22; вторичные преобразователи – ДСС, КСД).

Турбинные расходомеры различают следующих типов: Норд, Миг, Турбо-Квант, которые включают в себя первичный преобразователь расхода (ТПР) – турбинка, размещенная в трубе вдоль оси трубопровода; электромагнитный датчик, преобразующий частоту вращения турбинки в электрический импульсы; вторичный электронный блок индикации расхода и объема, прошедшего через турбинку.

Турбинный объемный счетчик типа ТОР1-50 предназначен для измерения объема жидкости, который устанавливается в трубу. Принцип действия заключается в преобразовании числа оборотов турбинки в объем протекающей жидкости.

Ультрозвуковые расходомеры стационарные и переносные типа «Взлет», «РТ-868», основанные на измерении скорости распространения ультрозвука с помощью первичных ультрозвуковых датчикв, устанавливаемых на (в) трубу и преобразования вторичными электронными блоками в расход.

Диспетчерский пульт нефтепромысла. На сегодняшний день для автоматического дистанционного контроля и управления за работой нефтяного оборудования в нефтедобыче используется телемеханический комплекс под условным названием «Атлас», включающий в себя оборудование пункта управления (ПУ) и контролируемого пункта (КП). В составе ПУ имеется компьютер IBM PC, с соответствующим программным обеспечением через интерфейс связи, а на КП устанавливаются микропроцессорные контроллеры. Контролируемыми пунктами нефтепромысла являются ДНС, ГЗУ(«Спутник»), скважина. Интерфейс пункта управления (ПУ) поддерживает обмен данными по 10 направлениям. Каждое направление может работать по одной физической паре кабельной линии связи (КЛС) или по радиоканалу. К каждой паре КЛС или радиомодему на контролируемом объекте может быть подключено до 27 контроллеров «Атлас». Информация с датчиков, установленных на контролируемых объектах собирается по кабельным линиям на микропроцессорном контроллере и далее через интерфейс связи поступает на компьютер пункта управления – диспетчерского пульта управления. Внедрение системы «Атлас» позволяет: повысить качество и достоверность замеров дебита по гибкой, индивидуальной для каждой скважины программе; собирать и обрабатывать данные о текущих значениях различных параметров, измеряемых приборами; обеспечить надежный дистанционный контроль за соответствием технологических параметров заданным значениям; успешно решать вопросы дистанционного управления оборудованием; подключить ПУ к компьютерной сети для дальнейшей передачи собранной информации и использования ее при принятии управленческих решений.

Контролируемые параметры по объектам:

Скважина: давление в выкидной линии (ВЭ-16рб); динамограммы (динамограф); обрыв штанг, обрыв ремня, перегрузка насоса (станция управления).

ГЗУ: дебит по жидкости, (СКЖ, ТОР1-50, регулятор расхода); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); управление переключением скважины, № скважины, находящейся на замере (блок управления гидропривода ГП-1, Атлас).

ДНС: дебит по жидкости (Норд, Миг, Турбо-Квант); давление в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); информация – вработе или нет (Атлас); предельный верхний, нижний уровень в накопительной емкости (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

БАС: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1); регулирование уровня жидкости (РУПШ).

КСУ: уровень (ВК-1200, У-1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

РВС: уровень раздела фаз, верхний предельный уровень (ВК-1200, У1500, датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

Отстойники: верхний предельный уровень (датчик уровня ДУЖ-1М с блоком автоматики БА-1).

Печь ПТБ-10: температура нефти (ТСП, ТСМ - датчики, УКТ-38, А100, ИПШ-703 – вторичные блоки); температура дымовых газов (ТХК, ТХА - термопары, УКТ-38, А100, ИПШ-705 – вторичные блоки); расход нефти (Норд, Турбо-Квант, РП-160); давление нефти в выкидном коллекторе (ВЭ-16рб).

ЭДГ-электродегидратор: предельный верхний уровень среды (СУС).

Насосные агрегаты: давление на приеме и выкиде насоса (ВЭ-16рб, Мид, Корунд, КРП); температура подшипников (ТСМ – датчики, УКТ-38 – вторичный блок).

Узлы учета нефти: расход (Норд, Миг, Турбо-Квант); накопительная проба на % воды (автоматический пробоотборник – Проба 1М); расход через пробозаборное устройство (ТОР1-50).

Билет № 9

Поиск по сайту: