Технология проведения ГРП. Фрекинг или гидроразрыв пласта: технология, история, оборудование Виды осложнений после грп в добывающих скважинах

Для восстановления и улучшения отдачи эксплуатационных скважин применяют различные методы воздействия. Одним из эффективных методов интенсификации разработки нефтяных площадей является гидравлический разрыв пластов.

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

В практике РП давления, при которых происходит разрыв пласта, как правило, ниже полного горного давления для глубоких скважин и равны или несколько выше, чем полное горное давление для скважин небольшой глубины. В большинстве случаев давление разрыва на забое превышает в 1.5-2 раза гидростатические давление. Однако, определение теоретическим путем давления разрыва пласта является чрезвычайно трудным делом и в настоящее время надежных методов, устанавливающих зависимость давления разрыва пласта от прочности породы, не имеется. Васильев Ю.В. и Кривоносов И.З. на основании обработки большого фактического материала нашли, что давление разрыва в пластах, залегающих на глубине до 1100м, превышает горное давление, а при глубинах от 1100 до 4500 м давление разрыва значительно меньше полного горного давления. Гидроразрыв при давлении ниже геостатического объясняют разгрузкой горного давления вследствие деформации пластических пород в разрезе, вскрытом скважиной, наличием естественной трещиноватости в продуктивных пластах и образованием вертикальных трещин. Зайцев Ю.В. и Плющ А.М. в результате обработки фактических промысловых материалов пришли к заключению, что давление, необходимое для производства разрыва пластов, укладывается в пределах 1.34¸2.12 от полного горного давления, т.е. p раз = (1.34¸2.12)mH, где H – глубина залегания пласта; m – средний градиент давления от вышележащих пород. Давление жидкости на забой скважины р заб при проведении ГРП определяется по формуле: р заб = р уст +р ст -р тр -Dр, где р уст – давление у устья скважины или на нагнетательной стороне насоса, установленного на агрегате, р ст – суммарное гидростатическое давление на забой от нескольких жидкостей, присутствующих в скважине; р тр – суммарные потери давления на преодоление гидравлического сопротивления труб течению жидкостей; Dр – потери давления при прохождении жидкости разрыва через перфорационные отверстия. Давление, необходимое для осуществления ГРП, может быть найдено из условия: р заб ³р раз. Для упрощения задачи совершим переход от этого условия к давлению, развиваемому агрегатом, при котором произойдет ГРП. Из приведенных выше формул следует, что р уст ³(1.34¸2.12)mH-р ст +р тр +Dр. Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле p раз = 0.0083H+0.66р пл (здесь р пл - пластовое давление на глубине определения гидроразрыва, МПа).

Сохранение трещин в открытом состоянии при снижении давления в скважине обеспечивается закачкой в них вместе с жидкостью отсортированного кварцевого песка.

После ГРП, закачанная рабочая жидкость, частично профильтровываясь в пласт, извлекается из трещин, песок или иной расклинивающий трещину материал остается в ней, удерживая поверхности трещин от смыкания под действием горного давления. Таким образом, вблизи скважины создают трещину - высоко проводящий канал, в который поступают нефть и газ из зон пласта, связанных с этим каналом. Производительность скважин после ГРП обычно возрастает в несколько раз.

Гидравлический разрыв пласта применяется: для увеличения продуктивности нефтяных скважин, для увеличения приемистости нагнетательных скважин, для регулирования притоков или приемистости по продуктивной мощности скважины, для создания водоизоляционных экранов в обводненных скважинах.

Для гидроразрыва пласта рекомендуются скважины следующих категорий: скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти, скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора, скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих, скважины с загрязненной призабойной зоной, скважины с высоким газовым фактором, нагнетательные скважины с низкой приемистостью, нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.Разрыв пласта не рекомендуется проводить: в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности, в скважинах, технически неисправных.

Эффективность процесса ГРП в основном зависит от параметров образовавшихся трещин и продуктивности зон, ими вскрытых. Максимальный эффект от ГРП обеспечивается: наибольшей шириной, создаваемых в пласте трещин, распространением трещин по пласту на максимальное расстояние от забоя скважины, создание трещин в наиболее продуктивной зоне пласта.

По направлению трещин различают горизонтальный и вертикальный гидравлические разрывы пластов. В зависимости от технологической схемы осуществления процесса ГРП, можно подразделить на: однократный, многократный.

Кроме того, различают гидравлический разрыв пластов с магнием, гидравлический разрыв в сочетании с пескоструйной перфорацией, многоэтапный разрыв кислотой и др.

Очень часто проницаемость нефтяного пласта по мощности оказывается в 5-6 раз меньше, чем проницаемость его по простиранию. В таких случаях для увеличения притока к забою эксплуатационных скважин и повышения приемистости нагнетательных скважин создают вертикальные трещины продуктивного пласта и одновременно углубляют по его простиранию (горизонтально). Теория показывает, что вертикальные трещины по мощности образуются при нагнетании абсолютно нефильтрующейся жидкости разрыва в малопроницаемые пласты. Для создания вертикальных трещин требуются меньшие давления, чем для образования горизонтальных.

Многократный или поинтервальный разрыв пласта заключается в поочередном создании нескольких трещин в мощных, расчлененных продуктивных пластах, находящихся в фильтровой зоне скважине. Для получения многократного разрыва (несколько трещин по всей мощности пласта, вскрытого перфорацией) используются различные закупоривающие вещества: нефтенат кальция, полуэбонитовые упругие шарики и др. В процессе проведения гидроразрыва эти вещества производят последовательную закупорку трещин или перфорационных отверстий, а после образования и крепления трещин растворяются или удаляются продукцией скважины.

Образованные в пласте трещины или открывающиеся и расширившиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров. Образовавшиеся в породе трещины шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают значительной проницаемостью. Дебиты скважин после гидроразрыва пласта часто увеличиваются в несколько раз.

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов: 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале забой скважины очищают от песка и глины и отмывают стенки от загрязняющих отложений. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или дополнительную перфорацию. В таких случаях снижается давление разрыва и повышается его эффективность.

В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм (89 - 114 мм), по которым жидкость разрыва направляется к забою. Трубы меньшего диаметра при ГРП применять нецелесообразно, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом давление, создаваемое насосами, действует только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

Процесс разрыва начинается с установления зависимости приемистости скважины от давления нагнетания жидкости. На практике такая зависимость определяется следующим образом. Включается в работу на первой или второй скорости один из насосных агрегатов, и закачивается в скважину жидкость разрыва до тех пор, пока не установится давление на устье. Обычно для этого требуется 10-15 мин. Измеряются давление и расход жидкости. Затем темп нагнетания увеличивается, измеряется новый расход жидкости и также фиксируется давление.Таким образом, путем увеличения темпов нагнетания жидкости снимается зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяются момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчаножидкостной смеси. Типовой график такой зависимости приведен на рисунке. Если коэффициент приемистости, т. е. отношение расхода жидкости к давлению нагнетания, при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком. В случае, когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости, обладающей минимальной фильтруемостью. Операции по определению зависимости приемистости от давления нагнетания для новой жидкости разрыва осуществляются в вышеуказанной последовательности. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3-4 м 3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. Закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчаножидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

В качестве рабочего агента при гидравлическом разрыве пласта используются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами.

Эти жидкости по назначению делят на три категории: жидкость разрыва, жидкость - песконоситель и продавочную жидкость. Название каждой из жидкостей соответствует ее целевому назначению - выполняемой операции. Рабочие жидкости всех трех категорий должны удовлетворять следующим общим требованиям.

1. При фильтрации жидкостей с углеводородной основой (нефть, керосин, соляровое масло, эмульсии типа вода в масле и т.д.) через водонасыщенные породы фазовая проницаемость последних для воды существенно снижается. Точно также снижается фазовая проницаемость нефтенасыщенных пород для углеводородных жидкостей после фильтрации через них жидкостей с водной основой. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах применяют жидкости с углеводородной основой, а в нагнетательных - с водной.

Исключением из этого правила являются: а) нефтяные скважины с пластами, представленные карбонатными породами, где в качестве рабочих жидкостей при гидроразрыве могут быть использованы водные растворы соляной кислоты или другие жидкости на ее основе; б) нефтяные скважины, предназначенные для перевода в нагнетательные, где при гидравлическом разрыве пласта могут быть использованы жидкости на водной основе.

3. Рабочие жидкости для гидравлического разрыва пласта должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород. При этом предпочтение должно быть отдано рабочим жидкостям, полностью растворимым в пластовых жидкостях.

4. Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса гидроразрыва.

Назначение каждой из вышеперечисленных категорий рабочих жидкостей и требования к ним следующие.

Жидкость разрыва является тем рабочим агентом, нагнетание которого в обрабатываемом пласте создается давление разрыва, т.е. давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или вскрытие (расслоение) уже существовавших естественных трещин. К жидкостям разрыва предъявляются следующие дополнительные требования: а) для образования трещин в пласте представленном породами различной проницаемости, при различной степени трещиноватости необходимо располагать жидкостями разрыва вязкостью 300 мПа*с и выше; б) при разрыве ненарушенных пластов, лишенных естественной трещиноватости, жидкость разрыва должна обладать хорошей фильтруемостью через пористую среду.

Жидкость-песконоситель - это жидкость, используемая для подачи песка с поверхности в полученные трещины. В качестве жидкости разрыва и жидкостей-носителей расклинивающего материала (песка и др.) для ГРП в нефтяных скважинах применяют собственную дегазированную нефть, нефте-мазутные и другие смеси, гидрофобные водо-нефтяные эмульсии, загущенную соляную кислоту и др. В нагнетательных же скважинах, в качестве жидкости разрыва используют нагнетаемую воду, водные растворы соляной кислоты, гидрофильные нефте-водные эмульсии и др.

К жидкости-песконосителю предъявляются следующие требования: а) должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной быстро снижающейся фильтруемостью; б) должна иметь высокую пескоудерживающую способность. Как первое, так и второе требования необходимы для обеспечения условий надежного закрепления и развития созданных трещин.

Свойства жидкостей разрыва и жидкостей песконосителей определяют как в стационарных лабораторных условиях, так и в передвижной лаборатории в процессе ГРП.

Размер песчинок расклинивающего материала составляет 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.

Продавочная жидкость - это жидкость, применяемая для продавки в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и в созданные трещины - смеси жидкости-песконосителя с песком. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.

Практически повсеместно, в качестве продавочной жидкости при ГРП в нагнетательных скважинах применяют нагнетаемую воду, а в нефтяных - собственную дегазированную нефть.

Кроме указанных выше, при ГРП используют также антикоррозийные жидкости, вещества, предотвращающие размножение бактерий в пласте, поверхностно-активные вещества, кислоты и др.

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.

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).

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс гидравлической обработки его призабойной зоны для углубления и расширения уже имеющихся и образования новых трещин в породе продуктивного пласта, а также последующего их сохранения.

Гидравлический разрыв проводят как в эксплуатационных, так и в нагнгетательных скважинах. В первом случае ГРП позволяет увеличить приток пластовой жидкости, во втором -улучшить приемистость скважины.

Гидравлический разрыв пласта проводят для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, создания условий, облегчающих приток пластовой жидкости у эксплуатационной колонне или соответственно вход ее в пласт при работе нагнетательной скважины. При проведении ГРП расширившиеся старые и образовавшиеся новые трещины служат каналами для перетока пластовой жидкости, обладающими меньшим гидравлическим сопротивлением.

Основой ГРП является механическое разрушение породы продуктивного пласта под давлением жидкости, закачиваемой в него. Для сохранения образовавшихся трещин и предотвращения смыкания их стенок после снижения давления в них закачивают крупнозернистый песок.

В зависимости от целей различают несколько видов ГРП: однократный - для создания одной трещины в продуктивном пласте; многократный - для образования большого количества трещин; направленный (поинтервальный) - для создания Трещин в определенных интервалах пласта.

Материал, из которого сложены породы, имеет определенную прочность, т.е. характеризуется определенным давлением, которое необходимо создать, чтобы разорвать, механически разрушить породу. Характерно, что у всех пород прочность при растяжении много меньше прочности на сжатие. Например, песчаники имеют прочность на сжатие 20-500, а на растяжение 0,5-25 МПа, известняки соответственно 5-260 и 0,2-25 МПа. Это означает, что для разрушения образца - столбика с размером поперечного сечения 1x1 см - необходимо приложить сжимающее усилие от 2 до 50 кН или растягивающее - от 50 до 2500 Н. Столь большой интервал изменения нагрузок, при которых будет происходить разрушение, обусловлен особенностями строения породы, периодом и условиями ее образования.

Процесс образования трещин в пласте может быть представлен следующим образом: породы, слагающие пласты, находятся в сжатом состоянии, что обусловлено весом лежащих над ними пород.

Таким образом, чтобы образовались новые трещины или расширились старые, необходимо создать в пласте такое давление, которое преодолело бы горное и прочность породы. Для выполнения этого условия в пласт нагнетают жидкость с таким расходом, который превышает количество жидкости, поглащаемое пластом, и обеспечивает создания в нем требуемого давления.

Как показывают исследования, трещины, возникающие в пласте при ГРП, могут иметь протяженность до нескольких десятков метров.

Расход и давление нагнетания жидкости рассчитывают заранее на основе данных о проницаемости пласта, его пористости и т.п.

Гидравлический разрыв пласта проводят следующим образом (рис. 13.1):

а) в зоне пласта, подлежащей разрыву, устанавливают пакеры (нижний может отсутствовать);

б) по специальной колоне труб, закачивают жидкость для образования в пласте трещин.
Установка пакеров обусловлена необходимостью разгрузки эксплуатационной колонны от
давления жидкости, а также обеспечением нагружения определенного интервала пласта,
находящегося между пакерами;

в) в трещину закачивают крупнозернистый песок, который остается в ней и в дальнейшем при
эксплуатации скважин выполняет роль каркаса, препятствует смыканию стенок трещин после

Рис. 13.1 Схема проведения гидравлического разреза пласта;

а – установка пакера; б – создание трещины; в – закачка песка; 1 – эксплуатационная

колонна; 2 – колонна труб; 3 – продуктивный пласт; 4 – верхний пакер; 5 – нижний

пакер; I – жидкость разрыва; II – жидкость-песконоситель; III – продавочная жидкость.

Последовательность работ при проведении ГРП следующая. Подготовительные работы. При гидравлическом разрыве пласта, когда давление может оказаться выже допустимого для эксплуатационной колонны, в колоне следует установить пакеры.

Места установки агрегатов для ГРП должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.

Перед ГРП в скважинах, оборудованных ШСК, необходимо отключить привод СК, затормозить редуктор, а на пусковом устройстве вывесить плакат «Не включать - работают люди!». Балансир СК устанавливают в положение, при котором можно беспрепятственно разместить заливочную арматуру и обвязать устье скважины. После этого выполняют следующие операции.

1. У устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта для спуска-подъема

колонны труб при спуске и установке внутрискважинного оборудования. Рядом со

скважиной располагают оборудование для выполнения непосредственно ГРП, насосные и

пескосмесительные агрегаты, цистерны и другое оборудование.

Агрегаты для ГРП устанавливают на расстоянии не менее 10м от устья скважины и таким

образом, чтобы расстояние между ними было не менее 1 м и кабины не были обращены к

устью скважины.

2.Из скважины извлекают оборудование, использовавшееся для ее эксплуатации (колонна

подъемных труб, штанговый скважинный насос или ЭЦН). Уточняют глубину забоя скважины, расположение пласта (или группы пластов), подлежащего разрыву.

3.Скважину промывают для удаления загрязнений и песчаных пробок. В ряде случаев для повышения эффективности ГРП проводят кислотную обработку и дополнительное вскрытие продуктивного пласта в интервале, намеченном для гидроразрыва. При этом используют кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию, создавая до 100 отверстий на 1 м скважины. В результате давление, развиваемое насосами при ГРП, уменьшается, а количество трещин в пласте возрастает.

4. На колонне НКТ спускают пакер с якорем и устанавливают на 5-10 м выше верхних

отверстий перфорации.

В ряде случаев он может находиться ниже верхней кровли пласта. Длина хвостовика

должна быть максимально возможной, чтобы обеспечить движение песка в восходящем

потоке к трещине и предупредить его выпадение в зумпф скважины.

В зависимости от технологии гидроразрыва может быть установлен и второй пакер - ниже

перфорационных отверстий.

5. Скважину промывают и заполняют до устья жидкостью: если скважины эксплуатационная - дегазированной нефтью, если нагнетательная - водой.

6. Сажают и оппресовывают пакер той же жидкостью, какой заливают скважину. При этом во внутренней полости спущенных НКТ создают давление, а качество герметизации контролируют по отсутствию перелива жидкости из кольцевого пространства скважины. Оппресовывают пакер при двух давлениях - заведоме меньшем и максимально возможном, развиваемом насосами.

Если пакер не обеспечивает требуемой герметичности, его срывают и проводят повторную посадку, после чего опять опрессовывают.

7. После опрессовки устье скважины обвязывают. Для этого используют специальную
арматуру устья.

Непосредственно ГРП выполняют следующим образом.

1. Насосным агрегатом закачивают в скважину жидкость разрыва, которая в зависимости от физико-механических особенностей пласта имеет соответственно повышенную вязкость и бывает двух типов: на основе углеводородных жидкостей или водных растворов. В первом случае это могут быть сырая высоковязкая нефть, загущенные керосин или дизельное топливо, во втором - вода, сульфитспиртовая барда, загущенные растворы соляной кислоты.

Жидкость разрыва закачивают при нескольких значениях подач насосов и на каждом режиме работы определяют приемистость скважины, строят график зависимости расхода поглощаемой жидкости от развиваемого давления. Расход жидкости, закачиваемой в пласт, ступенчато увеличивают до тех пор, пока не произойдет скачкообразного увеличения поглощения жидкости и некоторого уменьшения давления нагнетания, что свидетельствует об образовании трещин в пласте.

2. После появления трещин в колонну НКТ начинают закачивать жидкость-песконоситель.Это
может быть та же жидкость, что использовалась при разрыве пласта, но смешанная с песком.
Жидкость-песконоситель закачивают всеми насосными агрегатами при максимальных давлении
и подаче.

Содержание песка в жидкости изменяют в пределах 100 - 600 кг на 1 мЗ жидкости. Песок должен быть более прочным, чем порода, слагающая пласт, и достаточно крупным. Перед ГРП его промывают от глины и пыли и отсеивают по размерам песчинок - фракциям. Наиболее приемлемой фракцией является песок с размерами зерен 0,5-1,0 мм. Общее количество песка, закачиваемого в скважину, зависит от протяженности трещин и изменяется в пределах от 4 до 20 т.

3. Без прекращения подачи жидкости и снижения давления после окончания закачки жидкости-песконосителя начинают закачивать в скважину продавочную жидкость, объем которой должен быть на 1,5-2 мЗ больше объема НКТ, на которых спущен пакер, и зумпфа. В качестве продавочной жидкости используют маловязкую нефть или воду, обработанную ПАВ. Часто в нефтяные скважины после закачки жидкости-песконосителя закачивают 2-2,5 мЗ чистой жидкости без песка, после чего приступают к закачке продавочной жидкости - воды. В этом случае объем воды выбирают таким, чтобы предупредить попадание ее в пласт.

При гидравлических испытаниях обвязки устья и трубопроводов обслуживающий персонал удаляют от испытываемых объектов за пределы опасной зоны.

Во время закачки и продавки жидкости нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается. Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов. Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубах до атмосферного.

Пуск агрегатов разрешается только после удаления людей, не связанных непосредственно с выполнением работ, за пределы опасной зоны. Заключительные работы выполняют следующим образом:

1. После закачки продавочной жидкости устье скважины закрывают до тех пор, пока давление в
колонне НКТ не уменьшится до атмосферного или близкого к нему. Это необходимо для
предотвращения выноса песка из трещин, созданных при гидроразрыве, и образования песчаных
пробок.

В это время обычно демонтируют коммуникации, соединявшие наземное оборудование, убирают его со скважины.

2. Срывают пакер и извлекают на поверхность внутрискважинное оборудование.

3. Промывают скважину от песка, не попавшего в пласт и осевшего на забой.

4. Освоение скважины проводят обычным путем: если она эксплуатационная - спускают насос, колонну НКТ и начинают отбор жидкости, если нагнетательная - промывают от взвешенных частиц; поднимают колонну промывочных труб и подключают к водоводу.

Остатки жидкости разрыва и нефти должны сливаться из емкостей агрегатов и автоцистерн в промышленную канализацию, нефтеловушку или специальную емкость-отстойник.

В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах. Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем.

Если продуктивный пласт достаточной толщины или состоит из отдельных, чередующихся прослоев песчаника и глины, то максимальный эффект от ГРП может быть получен при создании большого количества трещин, равномерно распределенных по высоте всех слоев продуктивного пласта. Для решения этой задачи проводят поинтервальный ГРП.

Существует несколько его технологий. Одна из них предусматривает проведение ГРП, начиная с нижнего пропластка (рис. 13.2, а). При этом перфорируют нижний пропласток в требуемом интервале, устанавливают пакер и проводят ГРП. Далее колонну труб с пакером извлекают и подвергнутый интервал изолируют с помощью песка, засыпаемого в скважину (рис. IV. 14, б). После этого вновь спускают перфоратор на меньшую высоту, соответствующую расположению лежащего выше пропластка, который вскрывают. Затем аналогичным образом проводят ГРП вскрытого пропластка (рис. 13.2, в). Для каждого из обрабатываемых пропластков комплекс работ повторяют. Затем скважину промывают до забоя и вводят в эксплуатацию, (рис. 13.2, г).

Если толщина пропластков глин и песчаника достаточно велика, то поинтервальный ГРП можно проводить с помощью сдвоенного пакера, при этом верхний пакер устанавливают несколько выше кровли пласта, а нижний чуть ниже его подошвы. Сдвоенный пакер позволяет исключить изоляцию ранее разорванных пропластков засыпкой песка и последующую промывку скважины.

Основная литература: 2 [стр. 149-151], 3 [стр. 414-421], 4 [стр. 297-311].

Контрольные вопросы:

1. Для чего проводят гидроразрыв пласта.
2. Какова последовательность работ при проведение ГРП.
3. Подготовительные работы для проведения ГРП.
4. Какие виды ГРП Вы знаете.
5. Заключительные работы при проведении ГРП.
6. В каких случаях проводят поинтервальный ГРП.
7. В чем сущность селективного ГРП.

Тема лекции 14

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) - процесс обработки призабойной зоны пласта с целью образования новых, расширения и углубления естественных трещин в породах призабойной зоны скважины для улучшения условий притока пластовой жид­кости в скважину. Цель достигается созданием высокого гидравлического давления на стенки скважины (в 1,5-2,5 раза превышающего гидростатическое) с последующим за­полнением трещин специальным крупнозернистым наполнителем для предотвращения их обратного смыкания.

До начала работ по ГРП в процессе строительства скважин проводится вто­ричное вскрытие продуктивного пласта. В случае выполнения операции ГРП субподрядным предприятием и необходимости проведения работ по вторичному вскрытию продуктивного пласта в целях повышения эффективности ГРП (оптимизации параметров процесса) работы по вторичному вскрытию выполняет субподрядное предприятие.

Гидроразрыву пласта могут предшествовать специальные работы по: исследо­ванию скважины на приток (приемистость); гидропескоструйной перфорации; солянокислотной обработке; перестрелу перфорационных отверстий фильтра в работающих скважинах.

Решение о проведении в скважине ГРП и, предшествующих ГРП, специальных ра­бот принимает геологическая служба нефтедобывающего предприятия, которое указы­ваются в задании на проектирование строительства или проведение капитального ре­монта скважин.

В скважинах с близким расположением продуктивного пласта к водогазонапорным пластам (менее 5м) проведение ГРП не рекомендуется.

Работы по гидроразрыву пласта в процессе строительства скважин могут про­водиться непосредственно после вторичного вскрытия продуктивного пласта (при на­личии достаточной информации для принятия решения), а, также, после освоения сква­жины с вызовом притока и последующего проведения гидродинамических исследова­ний.

Виды ГРП.

В намеченном интервале с помощью гидропескоструйного перфоратора нарезают вертикальные и горизонтальные щели (в зависимости от желаемой направленности будущих трещин).

В качестве жидкости разрыва используют керосино-кислотную или конденсато-кислотную эмульсию, которые растворяют карбонатные породы на поверхности трещин и расширяют их. Для известняков время реакции эмульсии должно быть не менее суток, а для карбонатных пород с меньшей растворимостью - 2 - 3 суток.

Поинтервально-направленный ГРП. При поинтервальном направленном гидроразрыве способом «снизу-вверх» вначале по карротажной диаграмме намечают интервалы разрыва. В заполненную меловым раствором скважину спускают НКТ с гидропескоструйным перфоратором. Нижний интервал перфорируют в трёх положениях перфоратора, поворачивая его каждый раз на 30 о. Перфорационные каналы располагаются в одной плоскости. Затем НКТ с перфоратором поднимают на поверхность, а в скважину спускают насосно-компрессорные трубы с пакером, который устанавливают выше проперфорированного интервала.

Производят гидроразрыв пласта в надрезанном интервале. После этого НКТ с пакером поднимают на поверхность, а в скважину опускают НКТ с перфоратором, чтобы провести перфорацию второго снизу выбранного для ГРП интервала. Описанные операции повторяют для всех выбранных интервалов.

После окончания поинтервального ГРП скважину промывают и спускают насосно-компрессорные трубы до забоя. Затем её осваивают и продувают. Целью удаления из пласта мелового раствора производят соляно-кислотную обработку. Объём закачиваемой кислоты берётся равным поглощенному объёму мелового раствора. Через 5 - 6 часов скважину вновь осваивают и продувают. Затем скважину передают в эксплуатацию.

Поинтервальный направленный ГРП «сверху-вниз» отличается тем, что вначале обрабатывается верхний интервал, затем второй сверху (первый при этом располагается выше пакера) и т.д. до самого нижнего интервала.

Ненаправленный многократный ГРП. Технология проведения ненаправленного многократного ГРП следующая. Вначале поводят простой ГРП. После закачки песка в первые порции продавочной жидкости вводится закупоривающий материал - резиновые или капроновые шарики, резиновая дробь, крупные дубовые опилки, а также смесь 3 %-ого водного раствора КМЦ с вязкостью 90 сП с мелом. На 100л такой смеси требуется 30кг мела фракции 5 - 7мм и 100кг мела фракции менее 5мм. Закупоривающий материал закачивают в количестве необходимом для перекрытия перфорированного участка колонны в интервале 2 – 2,5м.

С помощью указанных веществ перекрывают устье трещины и в скважине, вновь, производится гидроразрыв в каком-то интервале.

Разрыв проводится также обычным способом, и по его окончании в скважину вновь вводят закупоривающий материал. Перекрыв устье второй трещины, вновь проводят ГРП и т.д.

Описанный способ не требует специальных работ по перфорации колонны и дополнительных работ по спуску и подъёму НКТ, но пи этом местоположение трещин неуправляемо.

Двадцать лет назад был проведен первый в истории компании гидроразрыв пласта. Опытным полигоном для этого стало Карамовское месторождение «Ноябрьскнефтегаза». С тех пор технология гидроразрыва стала только актуальнее: сегодня ее не просто применяют для интенсификации добычи на активах «Газпром нефти» - с ней связывают большие надежды по освоению трудноизвлекаемых запасов

Первый опыт

Поиск технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти, начался еще в конце XIX века в США - практически сразу после того, как стали очевидны блестящие финансовые перспективы нефтяного бизнеса. Тогда малую эффективность применявшегося бурового оборудования и способов добычи попытались компенсировать взрывами нитроглицерина в скважине. В целом мысль была верной - таким образом удавалось разрушать породы в призабойной зоне, обеспечивая больший приток пластового флюида. Впрочем, способ оказался опасным и довольным грубым.

Следующим шагом стала обработка забоя кислотой для растворения известняка, цементирующего породы некоторых нефтяных коллекторов. Первые кислотные обработки были выполнены еще в 1895 году. В промышленных масштабах этот метод стали применять лишь через 30 лет. Тогда же выяснилось, что закачка кислоты под значительным давлением оказывается более эффективной. Это дало толчок развитию идеи о разрыве твердых пород с помощью давления потока жидкости. Первопроходцами в деле внедрения гидроразрыва пласта считают американцев. Проведение первого успешного ГРП в конце 1940-х годов приписывается компании Halliburton, тогда же появилась и первая теоретическая работа на этот счет - американский инженер Кларк* описал сам метод и теоретические представления о происходящем в скважине процессе. Положительные результаты, которые наблюдались при проведении гидроразрывов, очень быстро сделали эту технологию популярной на нефтепромыслах США. Несмотря на ее малую изученность и несовершенство, уже к 1955 году общее количество гидроразрывов на американских скважинах достигло 100 тысяч.

В Советском Союзе первые ГРП начали проводить в начале 1950-х годов. Причем именно советские ученые стояли у истоков создания теоретических работ, позволяющих моделировать процесс гидроразрыва и предсказывать его результаты. Основатель Московского физтеха академик Сергей Христианович с коллегами разработали теорию образования и распространения двумерных трещин в пласте. Их наработки до сих пор используются при создании прогнозных моделей. Пик применения гидроразрыва в СССР пришелся на 1958–1962 годы, когда количество операций превышало 1,5 тыс. в год. С открытием крупных высокодебитных месторождений в Западной Сибири от применения ГРП практически отказались - «легкая» нефть позволяла обходиться без дополнительных методов интенсификации. Вновь внимание на технологию гидроразрыва в России обратили лишь в конце 1980-х, когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.

Динамика ГРП в «Газпром нефти»

В поисках лучшего

К сожалению, за несколько десятилетий невостребованности отечественное оборудование и опыт применения гидроразрыва пласта значительно отстали от мирового уровня. Поэтому в новейшей истории проведение ГРП на российских месторождениях сразу же стало прерогативой иностранных сервисных компаний. Сегодня ситуация на рынке изменилась, тем не менее, все новые веяния в технологии по-прежнему приходят из-за рубежа. Главный вектор развития - удешевление технологии, повышение ее эффективности и поиск способов применения в самых сложных случаях, таких как разработка нетрадиционных запасов.

Схематично ГРП можно свести к ряду последовательных операций: определение места разрыва для образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины и ее эксплуатация. Со времени проведения первого ГРП так или иначе претерпели изменения все перечисленные этапы: сегодня технологию стараются максимально подогнать под условия каждого месторождения. Современный гидроразрыв, при всей массовости его применения,- это очень индивидуальная технология, обеспечивающая оптимальную эффективность именно за счет подбора параметров для каждого конкретного случая.

В первых гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую воду, а для расклинивания скважины - речной песок. ГРП проводили на любой скважине, где хотелось увеличить дебит, без предварительных расчетов возможных последствий. Современные компьютерные возможности обработки геологической информации и построения модели пла-ста позволяют выбрать наиболее подходящее место для инициации образования трещины. А дальнейшее моделирование с учетом свойств пластовых пород дает возможность рассчитать необходимые параметры закачиваемой жидко-сти и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью.

«В „Газпром нефти“ развитие технологии ГРП шло по пути поиска наиболее подходящих составов жидкости гидроразрыва, подбора оптимальных типов проппанта,- рассказывает началь-ник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. - Закачиваемый в скважину гель в идеале должен быть достаточно вязким, чтобы не уходить в пласт, а также без потерь доносить проппант до трещины, не давая ему осесть в скважине. В то же время впоследствии жидкость должна легко вытекать из трещины, чтобы не уменьшать ее проводимость». По словам специалиста, для этого в гель ГРП добавля-ют специальные вещества - брейкеры, снижаю-щие вязкость жидкости. Современные брейкеры заключают в капсулы, которые разрушаются под давлением в трещине. Таким образом гель начинает разжижаться только после завершения образования и стабилизации трещины. Поми-мо брейкеров в состав жидкости гидроразрыва могут входить и другие специальные компонен-ты, например уменьшающие трение жидкости при прохождении по трубе. Это позволяет эконо-мить на затратах мощности. Есть свои секреты и в процессе выбора проппанта, который эволю-ционировал от обычного речного песка до шари-ков из обожженной глины или бокситов. Здесь ищут оптимальное соотношение цены, прочно- сти и проводимости расклинивающего агента в конкретных горно-геологических условиях.

Количество ГРП на нефтяных скважинах США

Новые горизонты

Сегодня странно слышать, что гидроразрыв пла-ста можно проводить лишь для того, чтобы пре-одолеть призабойную зону, испорченную оставшимся в ней буровым раствором, и связать чистый пласт со скважиной. Хотя двадцать лет назад это был обычный повод: в пластах с высо-кой проницаемостью буровой раствор загряз-нял (кольматировал) достаточно обширную зону около скважины, препятствуя нефтедобы-че. Сегодня рабочих пластов с высокой прони-цаемостью практически не осталось, а главная задача при проведении ГРП - увеличить интен-сивность нефтеотдачи за счет большего охвата продуктивной зоны, сделать рентабельной добычу из неудобных коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Многостадийный гидроразрыв пласта

Новые задачи требуют и нового подхода к реализации технологии. Так, если при первых ГРП в пласт закачивалось не более 5–10 тонн проппанта, то сегодня эти значения достигают сотен тонн. Большое количество проппанта необходимо при создании протяженных трещин, охватывающих значительную часть пласта. А чтобы достичь таких показателей закачки, нужны мощные насосы, точный расчет геометрии трещины и подходящая жидкость гидроразрыва. Подбор жидкостей - это отдельная задача, стоящая перед химиками. Можно без преувеличения сказать, что успех проведения ГРП минимум на 60% зависит от верности ее решения.

Если первые гидроразрывы в компании проводились только в наклонно-направленных скважинах, то в начале 2000-х годов было принято решение попробовать эффективность гидроразрыва на горизонтальных скважинах. Впрочем, тогда речь шла о горизонталках, пробуренных в достаточно мощных и высокопроницаемых участках на традиционных месторождениях, без существенных осложнений. Целью проведения ГРП на таких скважинах, изначально не предназначенных для этой технологии, было желание поднять добычу, уменьшившуюся вследствие естественной потери продуктивности из-за кольматации призабойной зоны скважины как частичками от матрицы породы, так и привнесенными загрязнениями при ремонтах. При этом неудачным ГРП ситуацию можно было значительно ухудшить, например, в том случае, если бы трещина соединила пласт с обводненными участками. Первый опыт гидроразрыва на горизонтальных скважинах, несмотря на все но, оказался вполне успешным и позднее позволил более уверенно подойти к внедрению технологии многостадийных ГРП на горизонтальных скважинах в низкопроницаемых коллекторах.

Массовое применение технологии многостадийного гидроразрыва пласта началось в начале ХХI века в Америке после первых настоящих успехов на сланцевых месторождениях нефти и газа. Именно МГРП стало основой сланцевой революции. В России технологию начали внедрять в 2010-х. В «Газпром нефти» в качестве пробного актива был выбран Вынгапуровский участок - месторождение, где остаточные запасы невозможно вовлечь в разработку традиционными способами. Опытно-промышленные работы по проведению здесь четырехстадийного гидроразрыва были проведены в 2011 году.

«Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз»: 20 лет на разрыв

В середине 90‑х годов в «Ноябрьскнефтегазе» - одном из четырех предприятий, составивших основу созданной в 1995 году «Сибнефти», - объем добычи стал быстро сокращаться. Требовались альтернативные подходы к добыче на зрелых активах. Одним из таких подходов стало применение гидроразрыва пласта.

23 июня 1995 года на скважине № 459 Карамовского месторождения был проведен первый гидроразрыв в истории Ноябрьского региона. Тогда в толщу пласта закачали всего две тонны проппанта, но начало масштабному внедрению новой технологии было положено. Всего с 1995 года на месторождениях «Ноябрьскнефтегаза» провели около 4,8 тыс. операций ГРП. За это время средний объем закачиваемого проппанта увеличился до 80 тонн на скважину, а среднее количество стадий многостадийного ГРП достигло семи. Абсолютный рекорд по количеству гидроразрывов за месяц - 96 операций - в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» был зафиксирован в октябре 2015 года.

Специалисты предприятия постоянно ищут новые варианты применения технологии ГРП.

Так, на горизонтальной скважине № 399/16 Карамовского месторождения впервые опробована технология поинтервального трехстадийного гидроразрыва пласта с предварительным проведением гидропескоструйной перфорации с малогабаритными перфораторами на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ или койлтюбинге). Изоляция интервалов ГРП происходит за счет проппантной пробки, оставляемой в стволе скважины на финальной стадии закачки. Технология актуальна для скважин, в которых технические особенности не позволяют спускать хвостовики традиционного многостадийного ГРП (с шарами и седлами). Такие скважины обычно заканчивали зарезкой горизонтальных или наклонно-направленных боковых стволов с дальнейшим проведением одностадийного ГРП. Новая технология позволила довести число фраков до трех, обеспечивая больший приток флюида к забою скважины. Инновация обеспечит вовлечение в разработку запасов, добыча которых ранее была нерентабельной.

Также в 2015 году продолжался поиск надежной технологии для проведения повторного гидроразрыва пласта на скважинах с компоновками МГРП. «У нас есть значительный фонд скважин как в Ноябрьске, так и в других регионах, где повторный многостадийный ГРП будет уместен, - рассказал начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. - Поэтому сегодня главная задача - найти наиболее подходящую технологию». Вся сложность состоит в том, что для повторного гидроразрыва необходимо перекрыть уже имеющиеся открытые трещины. В настоящее время на Вынгапуровском месторождении проводятся опытные работы с применением специальных добавок, которые закачиваются в старые трещины до проведения повторного гидроразрыва и блокируют их, чтобы свести к минимуму утечки жидкости ГРП.

У многостадийного ГРП есть одно важное отличие от обычного гидроразрыва: для его реализации требуется специальное оборудование, опускаемое в скважину при ее заканчивании. Причем вариантов такого оборудования немало - его нужно подбирать исходя из пластовых условий и экономической целесообразности.

«Изначально при проведении МГРП на горизонтальных скважинах мы использовали компоновки с муфтами одноразового действия и нерастворимыми композитными шарами в качестве отсекателей (см. схему),- вспоминает Ильдар Файзуллин.- Заколонное пространство перекрывали с помощью разбухающих пакеров - своеобразных пробок, набухающих под действием нефти. Пакера разбивали на секции пространство за эксплуатационной колонной, куда могла попасть жидкость ГРП с проппантом в процессе постадийного проведения гидроразрыва. Сегодня мы уже имеем опыт цементирования заколонного пространства. Это более сложная и дорогая операция, но она обеспечивает надежность проведения гидроразрыва и позволяет лучше контролировать места инициации трещин».

Уже в 2014 году количество многостадийных гидроразрывов на горизонталках в «Газпром нефти» выросло до 168 операций за год. Причем меняется не только количество, но и качество: сегодня обычным делом считается 10-стадийный гидроразрыв, а рекордное к настоящему времени количество стадий - 15 - проведено на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в конце уходящего года.

Александр Билинчук,
начальник департамента геологии и разработки:

С каждым годом объем запасов углеводородов в легко разрабатываемых пластах снижается, и на смену приходят низкопроницаемые объекты, выраженные высокой неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами с высокой степенью расчлененности пласта. Это негативно сказывается на уровнях добычи углеводородов.

Один из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывших такие пласты,- ГРП, который позволяет значительно увеличить темп отбора нефти. После ГРП увеличивается связь скважины с системой естественных трещин и с зонами повышенной проницаемости, расширяется область пласта, дренируемая скважиной.

Наиболее широкое распространение получила технология многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, в результате применения которой кратно повышается дебит добывающих скважин. Также сегодня мы развиваем уникальные технологии, в ряду которых многоствольные скважины с проведением МГРП в каждом из стволов. На текущий момент идет бурение первой в России двуствольной скважины с МГРП на Крайнем месторождении. Кроме того, сейчас активно испытываются технологии проведения повторного МГРП, использование которых станет актуально через несколько лет.

Последнее слово в развитии технологии - компоновки с многоразовыми муфтами и пакером в качестве отсекателя зон с уже проведенным гидроразрывом (см. схему). В этом случае пакер, активируемый при механическом сдавливании, заменяет традиционные композитные шары, позволяя делать максимальное число стадий разрыва, ограниченное только длиной скважины и экономическими расчетами. Оборудование для открытия муфт с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (койлтюбинге). В «Газпром нефти» подобная технология проведения ГРП впервые была применена на Приобском месторождении. Именно с ее помощью удалось увеличить количество стадий разрыва до 15 с перспективой и дальнейшего роста.

Трудноизвлекаемый опыт

Как это ни парадоксально, нельзя сказать, что с развитием технологии гидроразрыва она комплексно усложняется. Есть отдельные этапы, которые, несомненно, обрастают более сложной техникой, - например, моделирование развития трещин, вторичные методы исследования скважин для получения наиболее достоверной картины и анализа гидроразрыва - сейсмика, геофизические методы исследования. В то же время более мощные насосы дают возможность использовать менее сложные жидкости гидроразрыва - при высоких скоростях закачки вязкость жидкости может быть невысокой, а в некоторых случаях это и вовсе необходимое условие успешного ГРП. К таким случаям относится многостадийный разрыв в слабопроницаемых коллекторах, например, баженовской свите.

Нефтяные залежи, относящиеся к бажену, сегодня надежда отечественной нефтянки. «Газпром нефть» тратит немало средств и сил на то, чтобы найти оптимальный способ разработки таких трудноизвлекаемых запасов. Очевидно, что главным инструментом здесь должен стать многостадийный гидроразрыв пласта - осталось подобрать его оптимальные параметры. Как показал опыт проведения первых МГРП на бажене, стандартные жидкости и компоновки здесь оказываются недостаточно эффективными. В твердых породах баженовской свиты удается создать очень узкие трещины, а гель ГРП с обычной вязкостью в таких трещинах оседает, образуя плохо смываемую полимерную пленку. Выход - использовать в качестве жидкости воду или даже «скользкую воду» - с пониженным трением.

Хотя изначально для гидроразрыва использовали именно воду, от нее скоро отказались. Причина проста: в силу малой вязкости вода не доносит проппант до трещины, он оседает в скважине и не только не способствует образованию трещины, но и мешает проведению операции. Сегодня с этой проблемой можно справиться за счет мощнейших насосов и сверхвысоких скоростей закачки - в этом случае проппант просто не успевает выпасть в скважине. Именно такой вариант решено было применить на бажене. При увеличении скорости течения жидко- сти растет и давление на стенки трубы. Чтобы не превышать допустимых параметров давле- ния, необходимо использовать трубы большего диаметра. На практике это означает, что от при- менения компоновок ГРП с муфтами и насоснокомпрессорными трубами (НКТ) на бажене при-шлось отказаться.

«Первый десятистадийный ГРП на баженовской свите по новой схеме был проведен на Паль-яновском месторождении в декабре 2015 года, рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. - Мы использовали безшаровую технологию ГРП, в которой стадии гидроразрыва отделяются друг от друга специ-альными пробками, спускаемыми на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), а закачка проппанта при каждом ГРП ведется через перфо-рационные каналы. Эта технология дала возмож- ность создания разветвленной системы трещин, направление которых мы можем задавать и кон-тролировать». На Западе эта технология успешно применяется уже около десяти лет и носит название рlug and perf. В этом случае пласт вскрыва-ется с помощью гидропескоструйной перфора-ции без использования муфт, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП. Жидкость гидроразрыва нагнетается прямо по эксплуатационной колонне, без спуска в скважину колонны НКТ, а разделение стадий разрыва происходит специальными композит- ными пробками.

Насколько эффективной окажется такая технология проведения МГРП покажет время. «В России к настоящему моменту по техноло-гии рlug and perf сделано две скважины, обе удачные, - поделился руководитель направления по заканчиванию скважин проекта „Бажен“ „Газпром нефти“ Александр Мильков.- Мы так- же надеемся на положительный результат».

Впрочем, поиск новых решений продолжает-ся, благо еще есть куда стремиться. По мнению Александра Милькова, будущее - за мобильным оборудованием, повышением скорости закачки и упрощением химического состава гелей ГРП. А в целом - за недорогими и эффективными решениями.

Устанавливаются вблизи жилых и промышленных помещений. В статье мы рассмотрим назначение, устройство и классификацию ГРП. Также приведем основные принципы установки пунктов и требования к их эксплуатации.

Расшифровка и типы ГРП

Газорегуляторный пункт (ГРП) - это комплекс, состоящий из технологического оборудования и механизмов для регулировки давления газа. Основная цель установки: снижение входного давления природного вещества и поддержание заданного уровня на выходе, вне зависимости от расходования.

Типы ГРП относительно места установки оборудования бывают:

• ГРПШ (газорегуляторные пункты шкафные) - для такого типа предусмотрено размещение соответствующего оборудования в специальном шкафу из несгораемых материалов;
• ГРУ (газорегуляторные установки) - для такого типа оборудование монтируется на раме и располагается в месте использования газа либо в другом месте;
• ПГБ (газорегуляторные блочные пункты) - при таком размещении оборудование монтируется в зданиях контейнерного типа, одном или нескольких;
• ГРП (расшифровка - стационарные газорегуляторные пункты) - при таком типе оборудование размещается в специализированных зданиях или отдельных помещениях, такое устройство не принимается как типовое изделие с полной заводской готовностью.

Классификация

ГРП можно классифицировать по нескольким параметрам. Например, по возможности понижения давления газа. Расшифровка ГРП рассмотрена ниже.

1. Одноступенчатые газорегуляторные пункты. В таких системах давление газа с входного до рабочего регулируется в одну ступень.
2. Многоступенчатые газорегуляторные пункты. В системах со слишком высоким давлением один регулятор может не справляться с функцией понижения. В этом случае регулировка происходит в несколько ступеней с помощью установки одного или более регуляторов.

По выходному давлению газа, которое обеспечивается ГРП (расшифровка: газорегуляторные пункты), различают установки, обеспечивающие одинаковое или разное давление.

Также ГРП могут быть с одним или двумя выходами. Исполнение устройства бывает левосторонним или правосторонним, в зависимости от места поступления газа.

Вход и выход летучего вещества может производиться с противоположных сторон ГРП, с одной стороны, быть вертикальным и горизонтальным.

Давление газа на выходе пункта может различаться, при этом ГРП классифицируют:

Линии редуцирования ГРП

Расшифровку ГРП уже приводили. Пункты могут быть тупиковыми или закольцованными. Такая схема применяется для надежности газоснабжения. Она заключается в объединении нескольких ГРП. Считается, что чем больше установок закольцовано, тем выше надежность системы. Тупиковой считается схема, когда нецелесообразно использование более одного ГРП для газоснабжения потребителя.

По технологическим схемам ГРП различают:

1. Однониточные пункты. Они оборудованы одной линией редуцирования газа.
2. Многониточные. Могут быть оборудованы двумя и более подключенными параллельно линиями редуцирования газа. Такое устройство используется при попытке достижения максимальной надежности и параметров производительности работы ГРП.
3. С байпасом. Резервной линией редуцирования, которая используется во время ремонта основной линии.

Регуляторы в многониточных установках могут подключаться параллельно или последовательно.

ГРП укомплектовывается таким оборудованием:

• редуктор давления газа;
• фильтр газа;
• предохранительная арматура;
• запорная арматура;
• контрольно-измерительные приборы;
• блок ввода вещества для запаха газа;
• подогреватели газа.

На резервной линии устанавливаются два запорных устройства, между которыми монтируется манометр.

Однониточные пункты

Газорегуляторные пункты (расшифровка ГРП) с одной линией редуцирования газа состоят из: технологического оборудования и рамы, на которой оно размещается.

Принцип работы таких устройств:

1. Газ проходит входное отверстие и поступает на фильтр. Тут происходит его очистка от вредных веществ и примесей.
2. Затем газ подается в регулятор давления через предохранительно-запорный клапан, в котором происходит регулирование давления - понижение до необходимых параметров, а также поддержание величин на нужном уровне.

Если при прохождении регулятора давление не снижается до нормативных параметров, то предусмотрено срабатывание предохранительно-сбросного клапана или гидрозатвора.

Если сброс газа не произошел, то срабатывает предохранительно-запорный клапан и происходит прекращение подачи газа на РН-ГРП (расшифровка: параметр давления в начале открытия ПЗК) не более +0,02 Мпа - нормативно установленное значение срабатывания клапана (ГОСТ Р 53402-2009 п. 8.8.2.7).

В газорегуляторных установках могут быть применены регуляторы как прямого, так и непрямого действия.

При выборе ГРП с одной линией редуцирования обычно опираются на рабочие параметры регулятора: пропускная способность, давление на входе и выходе.

Многониточные пункты

Расшифровка аббревиатуры ГРП - газорегуляторные пункты, об этом уже было сказано, бывают с одной линией редуцирования, с двумя и более.

Регуляторы на линии сброса давления газа могут устанавливаться как параллельно, так и последовательно.

Принцип работы многониточной системы:

1. Для подачи газа используется один источник.
2. После входа газ распространяется по всем линиям ГРП.
3. На выходе линии объединяются в один коллектор.

Многониточные системы более надежные, потому что при выходе из строя одной линии редуцирования ее функции могут выполняться остальными. Подобные действия выполняются и при необходимости технических работ: замены регулятора, очистки фильтра.

Схемы используются в основном на пунктах высокого давления, например, для снабжения потребителей промышленной сферы. Многониточные системы более дорогие по сравнению с однониточными аналогами, у них большие габариты.

ГРП с байпасной линией

Выше рассмотрено, как расшифровывается ГРП и каких видов бывает. В этом пункте будет представлен последний вариант организации газорегуляторного пункта - с байпасом.

Байпасом называется обводная, другое наименование - резервная, линия редуцирования природного газа. Она используется в момент ремонта основной.

Многониточные или однониточные схемы наделены байпасной линией. Она оснащается тем же оборудованием, что и рабочая, но не участвует в процессе снабжения газом, если основная линия исправна.