На правах рукописи
Малышев Сергей Владимирович
РАЗРАБОТКА технологии гидроразрыва пласта
в газовых скважинах
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
Автореферат
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Москва – 2009
Диссертационная работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»
Научный руководитель:
|
-
|
доктор технических наук
В.И. Нифантов
|
Официальные оппоненты:
|
-
|
доктор технических наук,
профессор А.З. Саушин
|
|
-
|
кандидат технических наук
А.С. Ларионов
|
Ведущая организация:
|
|
ООО «Газпром геофизика»
|
Защита диссертации состоится « 24 » июня 2009 г. в « 13.30 » на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ»
по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка,
ООО «ВНИИГАЗ».
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ».
Автореферат разослан « 22 » мая 2009 г.
Ученый секретарь
д иссертационного совета,
доктор геолого-минералогических наук Н. Н. Соловьев
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
На разрабатываемых месторождениях России со временем увеличивается доля газа добываемого из низкопроницаемых коллекторов. Поэтому повышение продуктивности скважин, вскрывающих такие коллектора, является одной из главнейших и до конца нерешенных задач.
В мировой практике газонефтедобычи для интенсификации притока флюидов в скважинах, вскрывающих низкопроницаемые продуктивные пласты, широкое распространение получил способ гидравлического разрыва пласта (ГРП). При его проведении в призабойной зоне пласта (ПЗП) образуется разветвленная система дренирования за счет раскрытия естественных микротрещин и создания вертикальной трещины большой протяженности. Это позволяет включить в отработку продуктивные пропластки, вскрытые скважиной, повысить дебит, снизить депрессию на пласт и повысить коэффициент газонефтеконденсатоотдачи месторождения.
Несмотря на широкое распространение этого метода, далеко не все операции гидроразрыва пласта, проведенные в скважинах, оказываются эффективными, что объясняется как недостаточно обоснованным выбором технологии для конкретных скважин, так и некорректным определением параметров его проведения. Поэтому поиск путей повышения эффективности гидроразрыва пласта в газовых скважинах является актуальной задачей.
Цель исследования
Увеличение производительности газовых скважин путем повышения эффективности гидроразрыва пласта за счет выбора параметров его проведения с учетом влияния фильтрационно-емкостных свойств пласта, состава пластовых флюидов и жидкостей, применяемых при его проведении.
Основные задачи исследований
Исследовать влияние состояния призабойной зоны и геологических характеристик пласта на параметры проведения гидроразрыва пласта.
Исследовать влияние параметров проведения гидроразрыва пласта на дебит скважин.
Исследовать влияние кольматации призабойной зоны пласта и наличие непродуктивных пропластков на параметры и эффективность проведения гидроразрыва пласта.
Разработать методику проектирования технологии гидроразрыва пласта.
Научная новизна
Разработана методика проектирования технологии гидроразрыва пласта в газовых скважинах, включающая алгоритм расчета параметров его проведения, при котором, для увеличения дебита газа, выполняется основная задача – получение заданного эквивалентного радиуса скважины, как функции длины трещины и ее проводимости. Установлено, что для достижения заданной проводимости трещины во время проведения операции гидроразрыва пласта необходимо изменять концентрацию пропанта при его закачке.
Выведены зависимости для оценки длины трещины и ее проводимости, необходимые для получения заданного эквивалентного радиуса после проведения гидроразрыва пласта в скважине с закольматированной зоной. Выведена зависимость для оценки безразмерной проводимости трещины при проведении гидроразрыва пласта в скважине, вскрывающей пласты, включающие непродуктивные пропластки.
Основные защищаемые положения
Обоснование граничных условий, накладываемых на предельную длину трещины в зависимости от значений коэффициента эффективности использования жидкости, определяемого ее реологическими свойствами и фильтрационно-емкостными свойствами пласта.
Обоснование зависимости длины и безразмерной проводимости трещины от радиуса кольматации призабойной зоны скважины.
Обоснование зависимости безразмерной проводимости трещины от разности горизонтальных составляющих горного давления в продуктивных и непродуктивных пропластках, слагающих продуктивный пласт.
Технология проектирования гидроразрыва пласта, включающая оценку параметров его проведения, для получения заданного эквивалентного радиуса скважины, как функции длины и проводимости трещины.
Практическая ценность и реализация результатов работы
в промышленности
Разработаны рекомендации по выбору методов интенсификации на месторождениях Крайнего Севера, утвержденные начальником Департамента по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» В.Г. Подюком.
Разработаны рекомендации по капитальному ремонту скважин (КРС) и интенсификации притока для проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений ОАО «Газпром»: «Проект доразработки сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя (Уренгойская, Ен-Яхинския, Песцовая площади Уренгойского месторождения и Северо-Уренгойское месторождение)» и «Дополнения к коррективам проекта разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения».
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы доложены на: Международной конференции «Подземное хранение газа: надежность и эффективность» (г. Москва, 11-13 октября 2006 г.); совещании «Проведение работ по капитальному ремонту скважин на объектах добычи ОАО «Газпром» (г. Кисловодск, 26 февраля – 2 марта 2007 г.); заседании секции «Добыча и промышленная подготовка газа и газоконденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Астрахань, ОАО «Астраханьгазпром», 15-18 мая 2007 г.); совещании ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (г. Кисловодск 18-22 февраля 2008 г.).
Публикации
Основное содержание работы изложено в 10 опубликованных работах, в том числе 2-х работах в журнале, включенном в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы, включающего 110 наименований. Общий объем работы составляет 131 печатную страницу. Текст работы содержит 46 рисунков и 1 таблицу.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении изложены актуальность темы диссертации, цель работы и основные задачи исследования.
В первой главе проанализировано влияние на состояние призабойной зоны пласта процессов, происходящих при строительстве скважин, их эксплуатации и работах по интенсификации притока газа к скважине.
Вопросам интенсификации притока нефти и газа к забоям скважин посвящены фундаментальные исследования российских и зарубежных ученых и специалистов: С.А. Христиановича, Ю.В. Желтова, Г.К. Максимовича, Н.Р. Акопяна, В.А. Амияна, А.П. Телкова, А.И. Гриценко, Ю.Н. Васильева, В.А. Киреева, К.М. Тагирова, А.З. Саушина, Н.Е. Середы, А.Т. Горбунова, T. Settari, M.J. Economides, К.G. Nolte, M. Prats и др.
Путем анализа причин потерь давления в призабойной зоне при фильтрации пластовых флюидов установлено, что изменения фильтрационных свойств ПЗП скважины определяется коэффициентом скин-эффекта ( ). При кольматации призабойной зоны коэффициент скин-эффекта больше нуля ( ), а при увеличении проницаемости - меньше нуля ( ).
Дебит газа, с учетом скин-эффекта, оценивается путем замены в формуле его притока радиуса скважины на эквивалентный радиус, который определяется по формуле:
 , (1)
где  - радиус скважины, м.
Анализируя формулу дебита газа, принято, что производительность скважины однозначно определяется ее эквивалентным радиусом. Поэтому наиболее целесообразно в качестве технологического показателя оценки методов воздействия на призабойную зону принять эквивалентный радиус. На рисунке 1 приведена зависимость изменения кратности дебита скважины от эквивалентного радиуса и коэффициента скин-эффекта.
 
Р
исунок 1- Зависимость изменения кратности дебита скважины
от эквивалентного радиуса и коэффициента скин-эффекта
Далее проанализированы основные методы повышения дебита скважин. К ним относятся:
физико-химические методы воздействия, такие как: соляно-кислотная ванна (СКВ), соляно-кислотная обработка (СКО), поинтервальная кислотная обработка (ПКО), соляно-кислотная обработка в режиме раскрытия естественных микротрещин (СКОРМ);
гидравлический разрыв пласта;
бурение горизонтальных скважин;
забуривание горизонтальных стволов в вертикальных скважинах.
При анализе этих методов рассмотрены возможности получения высоких значений эквивалентного радиуса. Установлено, что при применении физико-химических методов воздействия на призабойную зону (за исключением СКОРМ) удается получить эквивалентный радиус скважины не более 1 м, что соответствует увеличению дебита на 20-30 % (см. рисунок 1).
Бурение горизонтальных скважин позволяет изменить не только эквивалентный радиус, но и радиус дренирования, которые являются функцией длины горизонтального участка скважины, анизотропии и толщины пласта. Несмотря на то, что при бурении горизонтальных скважин, вскрывающих пласты с низкой анизотропией по проницаемости и небольшой толщиной, удается получить значительное увеличение дебита (до 3-5 раз), этот метод имеет ограниченное распространение и решение о его применении необходимо принимать на стадии проектировании скважины.
Наиболее эффективным методом воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения дебита является ГРП. При применении этого метода возможно добиться увеличения эквивалентного радиуса скважины до десятков метров и получить прирост дебита в 3-5 раз в вертикальных скважинах, как в период их ввода в эксплуатацию, так и во время эксплуатации. Не случайно в зарубежной практике этот метод получил широкое распространение, причем более 65% скважин подвергают ГРП на стадии ввода их в эксплуатацию.
В работе проанализированы подходы к проектированию ГРП, основными из которых являются:
– наиболее распространенный, когда при проектировании принимается объем пропанта, оцениваются параметры проведения операции и результаты работы скважины после ГРП;
– задаются длиной трещины, и проводится оценка объема закачки жидкости и пропанта для получения заданной длины;
– зарубежные фирмы, как правило, по скважинам-кандидатам ищут аналог в базе данных и принимают решение о количестве пропанта, свойствах жидкости на основе базы данных и дальнейшие расчеты проводятся для уточнения технологических параметров проведения ГРП.
На основании проведенного анализа сформулированы задачи исследования.
При проведении ГРП в качестве показателя эффективности обоснован и принят эквивалентный радиус скважины, являющийся сложной функцией многих параметров:
геологических свойств пласта и физико-технологических свойств жидкости ГРП;
физических свойств пропанта и объема его закачки;
скорости и объема закачки жидкости гидроразрыва и жидкости песконосителя и др.
Достигнуть заданных длины и проводимости трещины удается только при соответствующем выборе параметров проведения технологии ГРП. При несоответствии вышеперечисленных параметров эффективность операции резко снижается и может оказаться причиной остановки процесса. Поэтому задачей настоящих исследований является установление взаимосвязей между параметрами ГРП и разработка методики его расчета, то есть оптимизация данного процесса в конкретных скважинных условиях.
Для решения поставленной задачи был проведен анализ:
– факторов, влияющих на эффективность ГРП;
– условий образования трещины заданных размеров;
– взаимосвязей между параметрами ГРП.
Во второй главе приведен анализ зависимости эквивалентного радиуса скважины от безразмерной проводимости ( ) трещины, экспериментально полученной учеными США – Cinco-Ley, H., Samaniego-V., F. and Dominguez, N. и др. Безразмерная проводимость характеризует баланс потока пластового флюида из пласта к трещине и фильтрации его по трещине к скважине:
 , (2)
где  - проницаемость трещины, м2;  - ширина трещины, м;  - проницаемость пласта, м2;  - полудлина трещины, м;
Нами установлено, что при значениях  , прирост отношения эквивалентного радиуса скважины к полудлине трещины  незначителен. Так, при  , эквивалентный радиус составляет 0,2 от полудлины трещины. При увеличении  с 1 до 3, увеличение отношения  составит 0,34, т.е. оно повысится на 170%, а увеличение с 5 до 10 повысит на 12%. Для увеличения  с 5 до 10, при проведении ГРП, потребуется в 2 раза больше пропанта, что экономически нецелесообразно. Анализ этой зависимости показывает, что увеличение  практически не приводит к увеличению эквивалентного радиуса. Поэтому, при проектировании ГРП нами рекомендуется принимать значение безразмерной проводимости в пределах  .
При выборе длины трещины следует учитывать то, что с увеличением ее длины величина прироста дебита снижается, а стоимость работ увеличивается. Необходим предварительный анализ возможности решения поставленных задач при проведении ГРП – получение заданной длины трещины при ее высокой проводимости.
На основании литературных экспериментальных данных, полученных американскими учеными, связывающих эквивалентный радиус скважины с длиной трещины и ее проводимостью, нами получена зависимость:
 , (3)
Приведенный анализ факторов, влияющих на проводимость трещины, показал, что эффективная ширина закрепленной трещины определяется шириной трещины во время обработки и коэффициентом заполнения трещины, а также частью ширины трещины, на которую она уменьшается за счет вдавливания пропанта в стенке трещины:
 , (4)
где  - ширина трещины во время обработки, м;  - коэффициент заполнения трещины;  - часть ширины трещины, на которую она уменьшается за счет вдавливания пропанта в стенки трещины, м.
На основании анализа притока к закольматированной скважине выведена зависимость для определения полудлины трещины от радиуса зоны кольматации и эквивалентного радиуса скважины:
 , (5)
где  - радиус зоны кольматации, м;  - безразмерная проводимость трещины после ГРП в скважине с закольматированной зоной.
Уравнение для безразмерной проводимости трещины при проведении ГРП в скважине с закольматированной зоной получено на основании баланса фильтрационных потоков из пласта через поверхность трещины и фильтрации по трещине:
 . (6)
Зависимость отношения полудлины трещины к радиусу зоны кольматации  от безразмерной проводимости трещины при  приведена на рисунке 2.
 
Рисунок 2 - Зависимость отношения полудлины трещины к радиусу зоны кольматации от безразмерной проводимости трещины
Анализ показывает, что минимальная полудлина трещины, необходимая для исключения кольматации призабойной зоны зависит от проводимости полученной трещины. При высокой ее проводимости (больше 3) ее значение составляет порядка четырех радиусов зоны кольматации, а при снижении проводимости до 1 – более шести радиусов зоны кольматации.
Поскольку высота трещины не ограничивается толщиной продуктивного пласта, а заходит в непродуктивные пропластки (в зависимости от
параметров проведения ГРП), нами рассмотрено влияние увеличения высоты трещины за счет ее распространения в непродуктивные пропластки на безразмерную проводимость. Это обстоятельство особенно важно при проведении ГРП в скважинах, вскрывающих продуктивные пласты, разделенные непродуктивными пропластками.
Модель трещины с непродуктивными пропластками и схема притока к ней приведены на рисунке 3.
На рисунке 3 приняты следующие обозначения:
 , - высота трещины в продуктивных пропластках;  , - высота трещины с учетом ее распространения в непродуктивные пропластки;
Рисунок 3 - Модель трещины, созданной в пласте
с непродуктивными зонами
 ,  - горизонтальные составляющие горного давления в продуктивных и непродуктивных пропластках;  - чистое давление в трещине;  - ширина закрепленной трещины.
Так как безразмерная проводимость трещины является балансом движения потоков к трещине и по трещине, то формула для вычисления безразмерной проводимости для проведенной на рисунке модели имеет вид:
 , (7)
где  - суммарная высота трещины, м;  - суммарная высота продуктивного пласта, м.
Определив высоту трещины  , как высоту трещины продуктивного пласта  , умноженную на коэффициент  , учитывающий увеличение высоты трещины за счет ее распространения в непродуктивные пропластки, получим:
 . (8)
Величина  является функцией отношения чистого давления (давление, удерживающее трещину в раскрытом состоянии и определяющее ее ширину) в трещине к разности горизонтальных составляющих горного давления в продуктивном и непродуктивном пласте. Ее значение вычисляется путем аппроксимированной нами теоретической кривой полученной Simonson, E.R., Abou-Sayed, A.S. and Clifton, R.J.:
 , (9)
где  - чистое давление в трещине, МПа;  - разность горизонтальных составляющих горного давления в продуктивном и непродуктивном пласте, МПа.
Когда величина составит больше 80% от  образуется единая по высоте трещина, что приводит к значительному увеличению безразмерной проводимости.
В третьей главе рассмотрены закономерности образования и распространения трещины. На основании исследований проведенных фирмой «Fracmaster» установлено, что при проведении ГРП в скважинах, вскрывающих пласты на глубине более 1000 м, образуется вертикальная трещина. Для образования вертикальной трещины требуется создать на забое давление, превышающее горизонтальную составляющую горного давления. Приведены аналитические зависимости для оценки горизонтальной составляющей горного давления (давления начала гидроразрыва) и экспериментальные методы ее определения. Для расширения трещины давление на забое должно превышать давление начала гидроразрыва. Это превышение давления определяется необходимой шириной трещины при проведении ГРП и определяется по формуле:
 , (10)
где  - модуль Юнга при плоской деформации, МПа;  - коэффициент Пуассона;  - высота трещины, м.
Для получения заданной ширины трещины в ней необходимо создать давление:
 . (11)
где  – горизонтальная составляющая горного давления, МПа;  – чистое давление в трещине (давление, необходимое для расширения и распространения трещины), МПа.
Для того, чтобы в трещине создать необходимое давление, нужно проводить закачку жидкости гидроразрыва с давлением на устье, учитывающим потери давления на трение в насосно-компрессорных трубах (НКТ), перфорационных отверстиях, фазового и осевого сдвига перфорационных отверстий относительно плоскости образования трещины. Баланс давлений имеет вид:
 , (12)
где  – потери давления на трение в НКТ, МПа;  – потери давления на трение в перфорации, МПа;  – потери давления за счет фазового сдвига перфорационных отверстий и несоосности скважины и трещины, МПа;  – гидростатическое давление столба жидкости ГРП, МПа.
Анализ (12) показывает, что определяющим параметром, которым возможно управлять, является давление на устье скважины, причем управлять им можно путем изменения скорости закачки, так как давление раскрытия трещины () определяется геологическими условиями залегания пласта и не зависит от параметров проведения ГРП. Давление  определяется только шириной трещины, которая задается из условия показателя эффективности – эквивалентного радиуса. Потери давления на трение в насосно-компрессорных трубах зависят от реологических свойств жидкости ГРП и диаметра НКТ.
В результате анализа потерь давления на трение в перфорационных отверстиях, их фазового смещения и осевого сдвига установлено, что эта составляющая изменяется во времени при проведении ГРП. Причем, в начале ГРП она имеет максимальное значение, а по мере изменения формы перфорационных отверстий и образования каналов от перфорационных отверстий до полости трещины – уменьшается.
Это обстоятельство требует проводить закачку пропанта на начальной стадии при низких концентрациях и, по мере увеличения каналов за счет абразивного расширения, повышать концентрацию.
В работе рассмотрены закономерности изменения давления на устье при подаче пропанта. В этом процессе изменяются реологические и физические свойства суспензии, следовательно, изменяются потери давления на трение и гидростатическое давление, что требует изменения давления на устье при проведении ГРП. В противном случае, это может привести к значительному уменьшению ширины трещины, выпадению пропанта на забое скважины и прекращению процесса ГРП.
Зависимость изменения устьевого давления при подаче пропанта от скорости закачки при различных концентрациях приведена на рисунке 4. Ее анализ показывает, что устьевое давление уменьшается при низких скоростях с ростом концентрации пропанта, а при высоких скоростях – увеличивается. Это объясняется тем, что с увеличением скорости закачки потери давления на трение растут, что обуславливает рост устьевого давления. В тоже время, с увеличением концентрации пропанта гидростатическая составляющая давления растет, что приводит к его снижению, а при равенстве изменений – устьевое давление остается постоянным.
Рисунок 4 - Зависимость устьевого давления от объемной скорости закачки
при разных концентрациях пропанта
В результате анализа закономерностей распространения трещины установлено, что процесс распространения трещины определяется объемом оставшейся в ней жидкости.
Если темп закачки превосходит скорость утечки жидкости через поверхность трещины в пласт – трещина распространяется, если эти скорости равны – не распространяется, а если меньше – трещина закрывается, и процесс гидроразрыва прекращается. Отношение объема жидкости, оставшейся в трещине к общему объему закачанной жидкости – коэффициент эффективности использования жидкости при ГРП:
 , (13)
где  - объем жидкости в трещине при проведении ГРП, м3;  - общий объем закаченной жидкости, м3;  - объем жидкости, который фильтруется в пласт через поверхность трещины, м3.
Таким образом, коэффициент эффективности использования жидкости определяется утечками в пласт через поверхность трещины.
Коэффициент эффективности использования жидкости в процессе ГРП – величина переменная, т.к. он зависит от свойств жидкости, фильтрационных свойств пласта, пластового давления и геометрических характеристик трещины. Поэтому при проектировании ГРП главная задача – выбор коэффициента эффективности рабочей жидкости для получения заданной длины трещины.
На рисунке 5 приведена зависимость коэффициента эффективности жидкости от коэффициента утечек жидкости через стенки трещины в пласт при различных длинах трещины.
Рисунок 5 - Зависимость коэффициента эффективности использования
жидкости от коэффициента утечек жидкости при различных длинах трещины и объемных скоростях закачки, где L – полудлина трещины, м; q – темп
закачки жидкости, м3/с
Из графика следует, что чем выше скорость закачки, тем при больших коэффициентах утечек мы можем проводить обработку. Для создания же длинной трещины требуются жидкости с низкими коэффициентами утечек.
Рассматриваемая зависимость также показывает, что при низких коэффициентах утечек, значения коэффициента эффективности использования жидкости выше, а при высоких – ниже. При низких значениях коэффициента эффективности использования жидкости (порядка 20%) лучше не проводить операцию, так как велика вероятность того, что утечки жидкости превысят подачу, что вызовет закрытие трещины.
Анализ процесса закрепления трещины пропантом показал, что он определяется распространением трещины и транспортом пропанта по ней. Следовательно, для образования трещины прежде необходимо закачать часть жидкости без пропанта (жидкость «подушки»).
Объем «подушки» обеспечивает развитие трещины перед транспортируемым пропантом. Если ее объем будет недостаточным и транспортируемый пропант достигнет вершины трещины, то в этом случае он выпадает и образует барьер для его дальнейшего транспорта, что практически приведет к остановке процесса. Если объем «подушки» слишком большой – это приведет к снижению проводимости трещины, что в свою очередь, снизит эффективность ГРП и повлечет за собой неоправданные затраты. Поэтому выбору объема «подушки» уделяется большое внимание.
Объем «подушки» определяется по формуле:
 , (14)
где  - коэффициент эффективности использования жидкости; - общий объем закаченной жидкости, м3.
Так как объем жидкости, необходимый для закачки пропанта, определяется общим весом пропанта и его концентрацией при закачке
 , (15)
где  - общий вес пропанта, кг;  - концентрация пропанта, кг/м3,
то, заменив в формуле (14) выражением
 , (16)
получим
 . (17)
Следовательно, рекомендуется объем «подушки» определять объемом жидкости, необходимой для транспорта пропанта и коэффициентом эффективности использования жидкости.
Четвертая глава посвящена разработке методики проектирования технологии ГРП.
Главная задача проектирования технологии ГРП – оценка параметров его проведения.
Оценка параметров проектирования проводится с учетом сложной взаимосвязи процессов, проходящих во время проведения ГРП. Операция ГРП включает следующие процессы:
движение жидкости по НКТ или обсадной колонне, движение через перфорационные отверстия в трещину;
разрыв пласта;
расширение и распространение трещины;
процесс фильтрации жидкости в продуктивный пласт;
процесс транспорта пропанта по трещине.
Структурная схема проектирования ГРП включает описание процессов при проведении ГРП, анализ работы скважины и состояния ее призабойной зоны. Структурная схема процесса проектирования ГРП приведена на рисунке 6.
Этап анализа работы скважины и состояния призабойной зоны является основой выбора геометрических размеров трещины, необходимых для получения заданного эквивалентного радиуса скважины после ГРП. На втором этапе проектирования технологии ГРП оценивают параметры его проведения
Рисунок 6 - Структурная схема алгоритма проектирования ГРП
для выполнения поставленной цели. Главным в методике проектирования является не только оценка параметров проведения операции, но и оценка возможности проведения процесса с применением жидкостей и пропанта с заданными физическими свойствами для получения трещины заданных размеров.
При оценке параметров трещины была принята модель трещины предложенная Ю.В. Желтовым, С.А. Христиановичем, J. Geertsma, F. de Klerk (т.н. KGD).
Основой методики проведения ГРП является оценка выполнения условий транспорта пропанта и коэффициента эффективности жидкости, зависящего от фильтрационно-емкостных свойств пласта, физических свойств пластового флюида и жидкости ГРП, а также размеров трещины.
Кроме того, все расчеты по оценке параметров ГРП проводятся при выполнении ограничений, таких как предельное давление на устье (исходя из прочностных условий), скорость закачки, несущая способности жидкости разрыва и др. В работе приведены рекомендации по проектированию ГРП с применением разработанной методики и пример проектирования ГРП для скважины, вскрывающий продуктивный пласт на глубине 3200 м с пластовым давлением 29 МПа, при увеличении дебита в 2,5-3 раза.
Основные выводы
1. Обосновано и принято, что эквивалентный радиус скважины является обобщающей характеристикой воздействия на призабойную зону.
2. В результате анализа влияния различных методов воздействия на
призабойную зону установлено:
наибольший эквивалентный радиус скважины удается получить при воздействии на призабойную зону методом гидроразрыва пласта;
эквивалентный радиус зависит не только от длины трещины, но и от ее проводимости;
наиболее общей оценкой проводимости трещины является безразмерная проводимость, которая характеризует баланс потоков в системе пласт-трещина, то есть определяет потери пластовой энергии флюида при его фильтрации по трещине.
3. Выведена зависимость безразмерной проводимости от распространения трещины в непродуктивные пропластки.
4. Выведены зависимости для оценки длины трещины и ее проводимости, необходимые для получения заданного эквивалентного радиуса после проведения гидроразрыва пласта в скважине с закольматированной зоной.
5. Разработан алгоритм расчета параметров проведения гидроразрыва пласта, учитывающий изменение коэффициента эффективности использования жидкости гидроразрыва в зависимости от изменения длины трещины и коэффициента утечек рабочей жидкости.
6. Доказано, что давление на устье скважины при подаче пропанта с увеличением его концентрации при высоких скоростях закачки растет, а при низких скоростях – снижается.
7. Установлено, что коэффициент эффективности использования жидкости при гидроразрыве пласта зависит от коэффициента утечек жидкости через поверхность трещины, длины трещины и скорости закачки жидкости в скважину.
8. Выявлена возможность получения заданной длины трещины и заданной проводимости при соответствующем выборе концентрации пропанта во время его закачки.
9. Установлено, что предельная длина трещины ограничена коэффициентом эффективности использования жидкости, который определяется ее реологическими свойствами и фильтрационно-емкостными свойствами пласта.
10. Разработана технология гидроразрыва пласта, включающая алгоритм расчета параметров его проведения при котором выполняется основная задача – получение заданного эквивалентного радиуса скважины, как функции длины трещины и её проводимости, причем, для получения заданной проводимости трещины в качестве управляющего воздействия при закачке, принята концентрация пропанта.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ
ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1. Середа Н. Е., Нифантов В. И., Малышев С. В. Оценка параметров трещины при проведении кислотного ГРП в скважинах, вскрывающих карбонатные пласты // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2005.- №7.- С. 17-19.
2. Малышев С. В. Определение параметров трещины при кислотном гидроразрыве пласта с применением жидкого CO2 // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006.- №4. - С. 34-36.
3. Гейхман М. Г., Исаев Г. П., Середа Н. Е., Малышев С. В., Нифантов В. И., Джафаров К. И. Кислотные обработки терригенных и карбонатных коллекторов // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: ООО «ИРЦ Газпром».- 2007. – 104 с.
4. Нифантов В. И., Джафаров К. И., Середа Н. Е., Малышев С. В., Живодров О. В., Нифантов А. В. Выбор оптимальной технологии интенсификации притока газа в скважинах месторождений и ПХГ // Международная конференция «Подземное хранение газа: надежность и эффективность», ООО «ВНИИГАЗ», тезисы докладов.-М.: - 2006.- С. 49-61.
5. Нифантов В. И., Джафаров К. И., Середа Н. Е., Малышев С. В. Выбор технологии интенсификации притока газа // Материалы совещания «Проведение работ по капитальному ремонту скважин на объектах добычи ОАО «Газпром». Результаты проведения геолого-технических мероприятий». Кисловодск, 26 февраля – 2 марта 2007 г. - М.: - 2007. - С. 68-73.
6. Середа Н. Е., Нифантов В. И., Малышев С. В. Особенности выбора технологии интенсификации притока газа // Материалы совещания «Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром». Астрахань, 15-18 мая 2007 г. - М.: -2008.- С. 104-107.
7. Нифантов В.И., Джафаров К.И., Середа Н.Е., Малышев С.В., Одинцова Ю.В. Особенности выбора методов интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ. Проведение работ по КРС на объектах добычи ОАО «Газпром». Результативность проведения геолого-технических мероприятий // Материалы совещания ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (г. Кисловодск 18-22 февраля 2008 г.). - М.:-2008.- С.69-75.
8. Нифантов В.И., Середа Н.Е., Малышев С.В. Основные факторы, влияющие на эффективность ГРП. Проведение работ по КРС на объектах добычи ОАО «Газпром». Результативность проведения геолого–технических мероприятий // Материалы совещания ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» (г. Кисловодск 18-22 февраля 2008 г.). - М.:-2008.- С.75-79.
9. Малышев С. В., Нифантов В. И., Середа Н. Е., Одинцова Ю. В. Повышение эффективности ГРП // Подземное хранение газа. Полвека в России: опыт и перспективы: Сб. науч.тр. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008.-С.438-442.
10. СТО Газпром 2-3.3-080-2006 Инструкция по кислотному воздействию на призабойную зону газовой скважины. – М.: ООО «ИРЦ Газпром».– 2006. – 34 с.
Подписано к печати «19» мая 2009г.
Заказ № 2022
Тираж 120 экз.
1 уч. – изд.л, ф-т 60х84/16
Отпечатано в ООО «ВНИИГАЗ»
По адресу: 142717, Московская область,
Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «ВНИИГАЗ»
|
