Хаммер эффект при грп что это значит

Хаммер эффект при грп что это значит

Библиографическая ссылка на статью:
Бобков Д.О. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, и возможности их решения // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 7 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2017/07/84111 (дата обращения: 09.12.2021).

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из широко применяемых на сегодняшний день методов, позволяющим увеличить количество дополнительно добываемой нефти. Данный метод не только интенсифицирует выработку геологических запасов за счет устранения зон с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и улучшения гидродинамической связи между скважиной и пластом, а также между отдельными прослоями пласта, но и существенно расширяет зону дренирования скважины, вовлекая в разработку плохо вырабатываемые интервалы и зоны с низкой проницаемостью и высокой неоднородностью коллектора, что позволяет достичь более высокого конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Однако при осуществлении ГРП не всегда удается достичь желаемого результата, а порой операция гидроразрыва и вовсе может дать отрицательный эффект. Это связано, прежде всего, с необходимостью тщательного планирования операции гидроразрыва с использованием максимального количества промысловых данных и проведением ряда исследований, что зачастую не выполняется должным образом либо вовсе игнорируется. В результате в процессе проведения ГРП либо уже после окончания операции возникают разного рода технологические проблемы, резко снижающие эффективность мероприятия, и которых можно было бы избежать при более полном планировании.

Основными факторами, приводящими к снижению эффективности ГРП во времени, являются: снижение пластовой энергии при несоответствии добывных возможностей скважин с ГРП фильтрационным характеристикам пластов и систем ППД; резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта при увеличении скорости фильтрации пластового флюида в притрещинной зоне; низкая начальная проводимость трещины из-за ошибок в проектировании технологических операций; вынос проппанта из трещины пластовым флюидом в процессе разработки; кольматация трещины неразложившимся гелем; переток из газо-, водоносного или высокопромытого пропластка по созданной трещине, а также прорыв фронта нагнетания по созданной трещине и, как следствие, резкий рост обводненности добываемой продукции. [1]

Все вышеперечисленные факторы снижают эффективность ГРП и продолжительность эффекта, что приводит к существенному как технологическому, так и экономическому ущербу от применения этой технологии. И если воздействие первых трех факторов можно снизить путем оптимизации системы разработки и дизайна ГРП, то остальные факторы требуют применения дополнительных технологических решений для уменьшения риска недостижения эффекта от ГРП.

Вынос проппанта

Сравнение степени вклада каждого из вышеперечисленных факторов показывает, что наибольшую опасность для снижения продуктивности скважин после ГРП представляет вынос проппанта из трещины. Результатом явления выноса проппанта в процессе освоения или эксплуатации скважины может стать не только быстрый износ скважинного оборудования в результате абразивного воздействия, но и уменьшение проводящей ширины трещины в результате снижения эффекта расклинивания, вплоть до ее полного схлопывания.

Как показывает практика, в большинстве случаев вынос проппанта из пласта является достаточно продолжительным явлением. Однако нередки случаи, когда поступление проппанта из трещины носит весьма кратковременный характер. Предполагается, что причиной продолжительного выноса проппанта является неустойчивое состояние проппантной массы в трещине, обусловленное движением гранул проппанта в результате воздействия высоких скоростей фильтрующихся пластовых жидкостей и газа. Таким образом, уменьшение депрессии на продуктивный пласт (главным образом за счет увеличения забойного давления) и, как следствие, скорости фильтрации флюида в пласте, позволяет снизить интенсивность проппантого выноса. Причиной краткровременного характера выноса проппанта является возможность его вымывания из призабойной зоны пласта, в результате чего возникает значительная вероятность смыкания трещины вблизи ствола скважины, что, несомненно, сильно скажется на эффективной проводимости трещины. [1]

Высокий фактор опасности данной проблемы совместно с высокой частотой ее проявления обусловили разработку и создание множества технологий и способов предотвращения выноса проппанта из трещины. Например, технология PropNET, суть которой заключается в закачке в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое заполняет промежутки между частицами проппанта, что обеспечивает более высокую устойчивость проппантной набивки [2]. Однако наибольшее распространение получило использование RCP-проппанта. Так, применение RCP рассматривается как основной метод закрепления проппанта в призабойной зоне пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» [3]. Основной его особенностью является наличие на поверхности проппанта отвердителя из фенолформальдегидной смолы.

Для проведения ГРП на объектах с температурой ниже 50 °С используют 2 варианта закрепления:

1) термозакрепление – повышение естественного температурного фона различными химическими ре­агентами, например, ПСК-2 (пеносолевая компози­ция) и МS-1 (кислотная композиция). Как правило, повышение температуры происходит в результате эк­зотермической реакции;

2) сшиватели – увеличение скорости и степени сши­вания полимерных цепочек вводом химических ре­агентов-сшивателей (катализаторов, например, Fore LK- 11).

Термозакрепление RСР-проппанта (или «спекание») начинается, как правило, при давлении 69 атм и выше. В настоящее время выпускаются магниево-силикатные проппанты, покрытые смолой с температурой «спекания» от 50 °С. Проппант марки RСР покрыт олигомерами формальдегидных смол. Инициация полимеризации олигомеров (термозакрепление покрытия RCP-проппантов) происходит при повышении температуры до 50, 75, 100 °С и выше, в зависимости от типа RCP покрытия.

Основное назначение термозакрепления – закрепление RCP-проппанта в трещине после проведения ГРП, а также после закачки или отсыпки RCP-проппанта за счет увеличения адгезии зерен проппанта между собой. Термозакрепление может применяться как вспомогательная операция для снижения выноса проппанта [1]. Ввиду того, что возможные остатки геля ГРП в трещине влияют на качество адгезии зерен RCP и снижают способность покрытого проппанта к закреплению, необходимо свести данную возможность к минимуму. Это можно реализовать дополнительным применением деструкторов геля [4] либо использованием жидкостей ГРП, не загрязняющих трещину и ПЗП химическими остатками.

Кольматация неразложившимся гелем

Жидкость разрыва, оставшаяся в пласте после ГРП, оказывает негативное влияние не только на закрепление проппанта в трещине, но и на продуктивность скважины в целом. В качестве основы жидкостей разрыва применяются, как правило, гели гуаровой смолы с добавлением сшивателя и брейкера-деструктора полимеров. Нередки случаи, когда после размещения в трещине проппантной массы полимер остается неразрушенным. В результате образуется гелеобразная масса, характеризующаяся сверхвысокими значениями вязкости. Эта трудноудаляемая масса может заблокировать не только пространство трещины, но и пространство призабойной зоны. Другими недостатками данных жидкостей являются высокая фильтратоотдача и недостаточная песконесущая способность, высокие потери давления на трение при закачке высоковязкого геля. Решением служит применение в качестве жидкостей ГРП более совершенных составов. К ним можно отнести высокоструктурированные гелирующие комплексы «Химеко-В» [5], кислотный состав ФЛАКСОКОР110 [6], низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW [2]. Применяются незагрязняющие пласт жидкости, такие как ClearFrac, которая не требует деструктора, и Diamond FRAQ – вязкоупругая жидкость для проведения ГРП, обладающая эксплуатационными свойствами полимерной жидкости [7].

Прорыв воды по трещине ГРП

Несмотря на большое множество различных технологий и модификаций ГРП, расширяющих области его применения, эта технология не может быть реализована повсеместно. Одним из основных факторов, ограничивающих область применения ГРП, является близость водонасыщенных прослоев. В настоящее время существует ряд технологий ГРП с ограничением притока воды. Можно выделить три основных направления технологических решений в данной области, зарекомендовавших себя в качестве эффективных:

— ограничение неконтролируемого роста трещины в высоту путем снижения эффективного давления, достигающегося путем применения маловязких жидкостей разрыва: применение линейных гелей специальных составов ClearFRAC (вязкоэластичные жидкости ГРП) и FiberFRAС (жидкости ГРП с применением волокон);

— ограничение увеличения высоты трещины при отсутствии достаточной контрастности горизонтальных напряжений между пропластками за счет создания проппантных барьеров: BracketFRAC, J-FRAC, метод искусственного клина – NewCo Well Service.

— установка химических барьеров: закачка реагентов, снижающих относительную фазовую проницаемость для воды – модификаторов фазовой проницаемости (МФП): AquaCon, Cw-Frac, WCA-I, WLP-3700 и другие.

Данные направления можно разделить по условиям применимости: в случае тонких глинистых пропластков между продуктивными и водонасыщенными пластами применяются технологии ограничения высоты трещины, а в случае близости водонефтяного контакта и в высокообводненных скважинах – МФП. [8]

ClearFRAC – бесполимерная система на основе воды с добавлением вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые изменяют реологию жидкости благодаря их способности формировать различные структуры в растворе. Данная система используется в качестве жидкости разрыва. В присутствии солевого раствора молекулы ПАВ прилипают друг к другу с формированием длинных черве- и дорожкообразных структур (мицелл), которые удерживают проппант. Благодаря этому система обладает высокой песконесущей способностью, при этом вязкость жидкости кратно ниже вязкости стандартного геля на основе гуара (150 сПз). Отсутствие в составе жидкости полимера также способствует сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта ввиду отсутствия загрязнения неразложившимся гелем.

Механизм контроля роста высоты трещины при применении жидкости FiberFRAC схож с системой ClearFRAC: снижение содержания в жидкости ГРП полимера для уменьшения величины избыточного давления. Чтобы избежать неравномерного распределения проппанта внутри трещины, вызванного оседанием частиц под действием силы тяжести, добавляют специальные волокна, которые препятствуют процессу оседания. Другим результатом применения добавки является улучшение транспортировки проппанта, что является критическим фактором в системах с низкой вязкостью. В трещине волокна разлагаются под действием пластовой температуры и не влияют на проводимость проппантной пачки.

J-FRAC – технология, предусматривающая закачку смеси твердых материалов различной размерности, которая закачивается между буферной и проппантной стадиями или одновременно с буферной жидкостью. Крупные частицы предназначены для создания механического моста на глинистых барьерах, в то время как мелкие частицы устраняют утечки между крупными.

МФП могут присутствовать в трещине ГРП двумя способами: как покрытие проппанта и как добавка к жидкости ГРП. В ходе проведения операции ГРП модфикаторы могут добавляться на любой стадии закачки. Концентрация МФП в общем объеме жидкости разрыва (без «продавки») обычно составляет 1-2 %, однако содержание модификаторов в жидкости можно увеличить до 12% в зависимости от проницаемости пласта. Принцип их действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов: полимерная цепь молекулы МФП при реакции с водой формирует сильные водородные связи с молекулами воды и создает гидравлическое сопротивление в каналах притока флюидов в скважину. Эти технологии представляют наибольший интерес для месторождений, где распространены объекты с наличием водоносных горизонтов и ВНК и для значительной доли скважин характерна высокая обводненность. [8]

Вывод

Необходимо помнить, что проектирование ГРП является ответственным процессом, от которого зависит не только успешность проведения мероприятия, но и эффективность разработки объекта в целом. Существует ряд причин, по которым операция гидроразрыва может оказаться технологически и экономически убыточной, однако также существует ряд технологий, способов и технологических приемов, позволяющих при правильном планировании избежать возможных проблем, связанных с проведением данного мероприятия.

Библиографический список

1. Шагалеев Р.К. Совершенствование технологии гидроразрыва пластов с целью обеспечения стабилизации продуктивности объектов воздействия во времени // Нефтепромысловое дело. 2014. №12. С. 29-34.
2. Каневская Р.Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2002. №5. С. 96-100.
3. Пасынков А.Г. Развитие технологий гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2007. №3. С. 41-43.
4. Акимов О.В. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2008. №11. С. 31-33.
5. Магадова Л.А. Высокоструктурированные гелеобразующие жидкости для гидравлического разрыва пласта на основе комплекса гелирующего «Химеко-В» // Нефтепромысловое дело. 2006. №10. С. 14-18.
6. Казакова Л.В. Эффективная очистка проппантной упаковки и стенок скважины после гидроразрыва пласта в процессе ее освоения // Бурение и нефть. 2014. №3. С. 40-42.
7. Высокоэффективная жидкость для ГРП Diamond FRAQ TM , не содержащая полимеров // Oil&Gas Eurasia. 2008. №2. C. 8.
8. Виноградова И.А. Результаты применения технологий гидроразрыва пласта по снижению риска неконтролируемых водопроявлений на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство, 2010. №1. С. 70-72.

Количество просмотров публикации: Please wait

Источник

Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП)

Многостадийный ГРП — одна из самых передовых технологий в нефтегазе, наиболее эффективная для горизонтальных скважин

ИА Neftegaz.RU. Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП, Multi-stage hydraulic fracturing ) — одна из самых передовых технологий в нефтяной отрасли промышленности, наиболее эффективная для боковых горизонтальных стволов скважин.

Отличие МГРП от 1- стадийного ГРП в том, что МГРП проводится поочередно, цикл за циклом, несколько гидроразрывов пласта с изучением механики горных пород.

МГРП в горизонтальных стволах скважин является хорошо известной технологией и является ключевый для добычи нефти и газа из низкопроницаемых пластов.

Увеличение боковой длины скважины в теории дает лучшую экономичность, так как более горизонтальный контакт с пластом приводит к увеличению EUR (предполагаемого предельного извлечения) и более высокий начальный дебит для каждой вертикальной скважины, которая уже капитализирована.
Но при увеличенной боковой длине возникают технические проблемы, поскольку радиус действия гибкой трубы ограничен трением об стенку корпуса или гильзы, а градуированные диаметры шарикового седла в конечном итоге становятся ограничением для работы.
С развитием горизонтального бурения стала широко применяться технология МГРП, предусматривающая непосредственное образование трещин на нескольких участках скважины.

Сегодня МГРП, как правило, используется в сочетании с другими технологиями для повышения нефтеотдачи, хотя постоянно совершенствуется.
Поскольку в технологии бурения МГРП разрабатываются более сложные и нетрадиционные пласты, используется технология заканчивания, чтобы эффективно разрушать и стимулировать несколько этапов вдоль горизонтального ствола скважины.
Рост операций МГРП увеличился благодаря технологии заканчивания, которая может эффективно размещать трещины в определенных местах в стволе скважины.
Размещая трещину в определенных местах в горизонтальном стволе скважины, можно повысить накопленную добычу за более короткий промежуток времени.
Ограничивающие технологии при заканчивании горизонтальных скважин замедлили этот рост в некоторых применениях на коллекторах (например, на коллекторах, которые требуют определенной обработки ГРП через определенные промежутки времени, чтобы сделать их экономически выгодными для добычи).
При разработке сложных низкопроницаемых коллекторов с низкой проницаемостью неадекватность стандартного МГРП стала очевидной, поскольку каждая новая трещиноватая зона должна быть отделена от предыдущей металлическим или составным шаром.
Диаметр этих шариков уменьшается от зоны к зоне, в результате чего способ, которым эти скважины построены, делает невозможным более 10 операций по разведке.

Метод многостадийного ГРП с открытым отверстием
Новая технология разнесенной перфорации не имеет таких ограничений.
МГРП через разнесенную перфорацию включает многоцелевые уплотненные «подушки» -пакеры, которые расширяются под давлением, чтобы изолировать те области, в которых фракционирование завершено.
После завершения валик сдувается до нормального размера, и оборудование транспортируется в следующий порт.
Это МГРП — в открытом стволе, обеспечения механического отклонения и возможности осуществления множественных трещин по всему горизонтальному стволу скважины с выгодой экономии затрат и времени.
Механическая пакерная система с открытым отверстием способна выдерживать высокие перепады давления, при этом отверстия для ГРП расположены между пакерами.
Используют гидравлически устанавливаемые механические пакеры вместо цемента для изоляции секций ствола скважины.
Эти пакеры имеют эластомерные элементы, которые выдавливаются для уплотнения ствола скважины, и их не нужно снимать или фрезеровать для добычи скважины, и они обеспечивают изоляцию в течение всего срока службы скважины.
Серии пакеров могут одновременно проходить в скважине на обсадной колонне, а трещины могут быть закачаны непрерывно.
Когда система достигает общей глубины, пакеры могут быть установлены, вместо того чтобы использовать проволоку и перфорирование обсадной колонны, чтобы обеспечить возможность гидроразрыва, эти системы имеют порты гидроразрыва для создания отверстий между пакерами.
Основным преимуществом этого метода является выполнение МГРП в одной непрерывной операции, что экономит время, затраты и снижает риск для здоровья, безопасности и окружающей среды.
После того, как стимулирующая обработка завершена, скважина может быть немедленно возвращена в режим добычи нефти или газа.

Метод МГРП с цементированием
Этот тип заканчивания включает цементирование эксплуатационной колонны в горизонтальном стволе скважины, и пробку и перфорацию / стимуляцию.
Механическая изоляция в обсадной колонне достигается установкой мостовых заглушек с использованием откачки по проводной или гибкой трубе (CT) с последующим перфорированием и последующим разрывом скважины для обеспечения доступа к резервуару.
Цемент способен обеспечить механическое отклонение в затрубном пространстве, а мостовая пробка обеспечивает механическое отклонение внутри вкладыша.
Затем этот процесс повторяется для числа стимуляций, требуемых для горизонтального ствола скважины.
После того, как все этапы пройдены, продолжается бурение составных пробок, таким образом восстанавливая доступ к носку горизонтального ствола скважины.
Добыча с использованием этого метода также может быть ограничена, поскольку цементирование ствола скважины закрывает многие из естественных трещин и трещин, которые в противном случае могли бы внести вклад в общую добычу.

Микросейсмический мониторинг
Микросейсмический мониторинг операций ГРП оказался особенно ценным для определения местоположения и анализа последствий ГРП в нетрадиционных месторождениях, где эффективное стимулирование имеет решающее значение для производительности скважины.
Микросейсмические характеристики включают: глубину цели, тип породы и физический размер поверхности скольжения.
Используя микросейсмический мониторинг, геологи пытаются определить:

• высоту трещины, ширину, азимут и объем стимулированной породы;
• локальную геологию ГРП, включая такие свойства, как типы источников, имплозивные (закрывающие) и взрывные (открывающие) события, диполь с компенсированным линейным вектором, двойная связь, а также характеристики падения, удара и разгона.

Добывающие компании используют эти атрибуты, чтобы определить:

• расстояние между скважинами и их ориентацию,
• количество и расположение стадий,
• прогнозировать с помощью дискретного моделирования сети трещин.

Горизонтальное бурение оказало серьезное влияние на геометрию микросейсмических данных.
Комбинация горизонтального бурения и ГРП обеспечивает дополнительный «контакт» с пластом, без которого многие из этих зазоров были бы неэкономичными.
3 доминирующих геометрии обнаружения микросейсмического поля:

• мониторинг скважины
• мониторинг истинной поверхности
• shallow buried grids

Источник