СОВРЕМЕННЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ПЗС И ПРОМЫСЛОВАЯ ПРАКТИКА

Магистранты 2г.о. 6М070800-«Нефтегазовое дело»

Н.Т. Ибрагимов, А. Имантаева, Р.Ж. Кошпанов

Казахский национальный технический университет

имени К.И.Сатпаева

Аннотация. В данной статье рассматривается общее введение механических методов на призабойной зону скважины, для увеличения ее дебита и проницаемости пласта в несколько раз превышающую норму дебита. Основные механические методы, которые вводятся на месторождениях Казахстана это: ГРП И ГПП. ГРП применяют в основном на поздних стадиях обводнённости месторождения. ГПП применяют редко, так как экономический не рентабельна. Однако эффект от гидроразрыва пласта в разных скважинах не всегда бывает положительным, а в некоторых случаях и отрицательным.

Современные механические методы воздействия на призабойнуюзону пласта, с целью улучшения фильтрационных свойств пород в зоне являются частью технологического цикла разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении. Поэтому на сегодняшний день, главным критерием остается изучения, анализ свойств пород и керновой материал для возможности получить детальную информацию о месторождении. Одним из наиболее эффективных методов для сложных пород, является метод гидроразрыва пласта. Первые опыты гидроразрыва пласта были применены в США, 1948 годукомпанией «Haliburton», в качестве жидкости разрыва в тот момент использовали техническую воду, а в качестве расклинивающего агента – речной песок. Позже проводились в Советском Союзе 1953 году в Туймазинском нефтяном месторождении в Башкирии. В СССР, в отличие от практики США, применение гидравлического разрыва пласта в восточных районах страны с самого начала планировалось не только как метод интенсификации добычи нефти из нефтяных скважин, но также, если даже в большей степени, и для освоения и увеличения производительности нагнетательных скважин месторождений, разработка которых ведется с поддержанием пластового давления за счет законтурного и внутриконтурного заводнения нефтяных пластов.

В 1954 метод ГРП начинает применяться одновременно во многих нефтяных районах Советского Союза: Татарии, Баку, Куйбышевской области, Грозном и т.д. Начиная же с 1955 г. Метод ГРП становится плановым мероприятием большинства нефтедобывающих предприятии страны.

1959 г. в СССР было произведено около 3000 операций гидравлического разрыва пласта, в последующие годы произошло снижение масштабов применения метода гидроразрыва.

Большинство зарубежных нефтегазодобывающих компаний в настоящее время перешли на проведение глубокопроникающего массированного гидроразрыва пластов (ГГРП) с увеличением длины трещин до 300-400 м на нефтяных и до 1500 м на газовых месторождениях. Для этого давление нагнетания доводят до 100-1500 МПа. Объем закачиваемой жидкости до 250-2000 м3 с подачей 50-500 т закрепляющего материала и темпом закачки до 100-120 л/с. Приведем характерные примеры. На газовом месторождении Уоттенберг (США) при закачке в скважину 1900 м3 полимерной эмульсии и 450 т песка образовались трещины длиной от 900 до 1500 м, что привело к увеличению дебита в 3-4 раза по сравнению со скважинами, где была проведена рядовая операция ГРП.

На месторождении Хадли (США) в скважину глубиной 3660 м закачали 335 м3 жидкости и 34,5 т кварцевого песка (давление составило 33 МПа, скорость закачки - 72л/с), после чего в практически сухой скважине установился режим фонтанирования с дебитом 94 м3/сут. Разработка нефтяного месторождения Сакатоса (США), считавшаяся нерентабельной, после ГГРП оказалась настолько эффективной, что за короткий срок число добывающих скважин увеличилось до 250.

Операция по стимулированию пласта методом глубоко проникающего гидроразрыва стала решающим фактором рентабельной разработки месторождений с низко проницаемыми коллекторами. Эффективность метода привела к созданию специализированных сервисных фирм, проводящих гидроразрыв пластов на коммерческой основе, таких, как «Халлибертон», «Б.И. Хьюз», «Шлюмберже» (США), «Фракмастер», «Портус Инжиниринг ЛТД» (Канада), «ДГМК» (ФРГ) и др.

Современная технология ГРП предусматривает значительное увеличение зоны воздействия на пласт, в том числе соединение системы трещин между соседними скважинами.

Примерно до 35% извлекаемых запасов в США могут быть добыты лишь в результате воздействия на призабойную зону (ПЗП) скважин, в том числе методом гидроразрыва. В США с начала применения гидроразрыва пласта в 1949 году подвергалось обработке этим методом более 750 тыс. скважин. Затраты на проведение гидроразрыва в одной скважине оцениваются примерно в четверть затрат на бурение новой скважины, для глубоких скважин они превышают 1 млн. долларов США. Так как нефть все чаще открывают в малопроницаемых отложениях, соответственно, увеличиваются и затраты на гидроразрыв пластов. Численность персонала при проведении гидроразрыва достигает 50 человек. В процессе типичного гидроразрыва при чрезвычайно высоких давлениях закачивают до 150 м3 жидкости и 30 т песка (в одну из скважин в штате Техас закачали 7500 м3 жидкости и 2080 т песка). В качестве расклинивающих частиц используется не только песок, но и многие другие вещества (пластиковый и стеклянный бисер, проппант). В последние годы все шире распространяются варианты разрыва: кислотный, с использованием пен, щелочей и растворов на нефтяной основе.

Гидравлический разрыв пласта применяется:

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

- с целью обеспечения гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширения зоны дренирования;

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

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

- для увеличения продуктивности скважин;

- для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

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

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