Файл: Соломатин Г.Г. Гидравлический разрыв пласта (опыт нефтяников Туркмении).pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.04.2024
Просмотров: 55
Скачиваний: 1
2.Направленный гидроразрыв и гидроразрыв после закачки в призабойную зону большого количества цемента
Вряде случаев требуется создавать трещины в стро го определенных интервалах фильтра скважин. Напри мер, при наличии в скважине притока воды по отдель ным пропласткам гидроразрыву должны подвергаться только нефтяные пропластки. В мощных однородных пластах, имеющих подошвенную воду, для изоляции последней требуется на границе нефть-вода создавать
трещину и заполнять ее водоизолирующим материалом (создавать экран). В скважинах с большой мощностью фильтра гидроразрыву необходимо подвергать отдель ные пропластки с низкой проницаемостью, имеющим слабый приток нефти, что устанавливается при исследо вании скважин глубинным дебитомером.
Технология направленного гидроразрыва в основ ном остается такой же, как и при обычном процессе, особым лишь является вопрос о направлении разрыва в заданный интервал.
К настоящему времени предложено большое коли чество мероприятий, обеспечивающих направление по тока и получение трещин в заданном интервале. Боль шинство этих мероприятий рассчитано на то, чтобы до биться направления потока жидкости разрыва в пропла сток из колонны, скважины. К числу таких мероприятий относится установка двух пакеров или сдвоенного пакера. Жидкость разрыва из колонны насосно-компрессор ных труб поступает между пакерами, направляется через отверстия перфорации в заданный пропласток и создает трещину. С помощью двух пакеров можно осуществлять направленный гидроразрыв в нескольких пропластках, для чего необходимо каждый раз пакер устанавливать в соответствующем интервале.
5 2
Направленный гидроразрыв возможно производить с помощью одного пакера с засыпкой песком нижней части фильтра, если в этом возникает необходимость.
Предложена схема осуществления направленного гндроразрыва с помощью высокопрочных эластичных шариков. Для этого спускается корзина, в которую за сыпаются эластичные шарики, диаметром 18 мм. Конец труб с корзиной устанавливают несколько выше интер вала разрыва. При нагнетании жидкости перед началом процесса шарики увлекаются ею в отверстия перфора ции и перекрывают те, которые находятся выше корзи ны, а жидкость направляется в заданный интервал. Часть фильтра, ниже конца труб, при необходимости засыпается песком.
Все эти мероприятия обеспечивают получение тре щин в заданном интервале при наличии за колонной в интервале фильтра прочного цементного кольца, спо собного выдерживать большие перепады давлений. В ус ловиях слабосцементированных пластов, разрушающихся в процессе эксплуатации скважин, указанные способы достижения направленного разрыва не приемлемы, так как за колонной, в интервале фильтра, всегда имеется циркуляция жидкости между пропластками или созда ется при небольших перепадах давлений.
Вэтих условиях направленный гидроразрыв пласта можно осуществить за счет следующего мероприятия.
Вскважину закачивают цемент под давлением до полного насыщения им каверн за колонной. После за
твердения цемента для получения разрыва в требуемом интервале производят усиленную перфорацию этого ин тервала, а затем осуществляется гидроразрыв.
Наибольшее количество гидроразрывов по указанной схеме проведено в НПУ «Небитдагнефть» по скважи нам, в которых производилась изоляция притока плас товых вод.
53
Особенность цементировок скважин при изоляции притока вод по месторождениям Кум-Даг и Небит-Даг,
как указывалось в разделе II, |
состоит в том, что |
для |
|
полного насыщения |
каверн за |
колонной требуется |
за |
качивать большое |
количество |
цемента — 20 — 30,- а |
часто и 50 и 100 тонн.
Из такого количества цемента за колонной в интерва ле фильтра создается цементное кольцо значительных размеров, пробить которое многда не в состоянии ни пулевые, ни кумулятивные перфораторы. В то же время
такое цементное кольцо |
очень легко разрывается при |
I идроразрыве. Для того |
чтобы разрыв цементного кам |
ня происходил против нефтяного пласта, предварительно производится усиленная кумулятивная перфорация это го участка фильтра. Предварительная перфорация в ка кой-то степени ослабляет цементный камень и тем са мым обеспечивается направленность разрыва. В НПУ «Небитдагнефть» гидроразрывы по указанной схеме проведены в большом количестве скважин (№№ 496, 675, 622, 158, 493, 755, 745) и получено большое коли чество нефти. Например, по скважине № 493—6918 тонн, по скважине № 622—1619 тонн.
В скважинах, где при цементировке призабойная зо на за колонной заполнялась цементом недостаточно, направленного гидроразрыва не получено. Примером мо гут служить работы, проведенные по скважине № 425 (гидроразрыв проводился 29.IX—1958 г.). Для изоляции притока воды и насыщения призабойной зоны закачали небольшое количество цемента — 4 тонны.
При производстве гидроразрыва введен радиоактив ный песок с целью установить зоны разрыва. По данным основного замера ГК. проведенного после гидроразры ва, отмечено несколько зон разрыва (1448—1502 м. 1506—1508 м, 1511—1513 м, 1518—1520 м), тогда как усиленная перфорация (30 отверстий на погонный метр
54
фильтра) производилась в интервале 1511—1513 м. На личие несколышх зон разрыва указывает, что и при це ментировке пропластки не были надежно разобщены. Эффекта от гидроразрыва не получено.
В отдельных случаях при гидроразрыве после пред варительной цементировки делались попытки закачи вать небольшое количество песка или вообще произво дить разрыв без подачи песка, такие операции оказыва лись менее эффективными. Как показывают промысло вые данные при проектировании гидроразрыва после цементировки во всех случаях целесообразно назначать для закачки в пласт выше 5—б тонн песка, если для процесса не применяются нефтекислотные эмульсии.
3.Гидравлический разрыв без закачки крупнозернисто го песка в пласт
Возможность повышения дебита скважин за счет гидроразрыва без закачки крупнозернистого песка уста новлена в НПУ «Кумдагнефть» в 1955 году. Первый опыт был проведен на скважине № 10 (Восточного КумДага) [12]. До конца 1961 года проведено более 107 та ких операций и получено дополнительно 31446 тонн нефти.
Гидроразрыв без песка — менее трудоемкая операция, он прост по технологии, и поэтому дополнительная нефть, получаемая за счет этого мероприятия, дешевле, чем до полнительная нефть получаемая за счет гидроразрыва с закачкой в пласт крупнозернистого песка.
Г'идроразрыв без песка или закачка нефти в пласт осуществляется по следующей схеме. К скважине подво зится нефть в двух-трех емкостях, объемом по 18 м3- Устье скважины оборудуется тройником или крестови ной от фонтанной арматуры АФТ — 250. К насосно-ком прессорным трубам через переводник подключаются два
5 5
насосных агрегата ЦА-300, и- нефть закачивается в сква жину с максимальной их производительностью. В фон танных скважинах эта операция производится без подъ ема фонтанного лифта п остановки скважины.
Повышение дебита скважин после гидроразрыва без закачки песка в начальный период работ связывалось с очисткой поровых каналов пластов в призабойной зоне нефтью, закачиваемой с большой скоростью (при боль ших градиентах давлений, чем последние создаются в период эксплуатации скважины), так как трещины, обра зующиеся при этом, не закреплялись. Такой вывод осно вывался на том факте, что при одинаковой технологии этих операций положительные результаты отмечены в основном в скважинах, работавших длительное время на одном горизонте. И, наоборот, по скважинам, которые эксплуатировались непродолжительно, прироста дебита не получено.
Очевидно, в процессе эксплуатации скважин при за бойных давлениях ниже давления насыщения происхо дят дегазация нефти и выпадение тяжелых компонентов ее в порах породы, за счет чего снижается продуктив ность скважин. Значительное влияние последнего про цесса на снижение проницаемости пород должно ощу щаться после длительной эксплуатации скважин. Хоро шо фильтрующаяся промысловая нефть, нагнетаемая в процессе гидроразрыва (без песка), может оттеснять отложившиеся вязкие компоненты нефти в глубь пласта и тем самым повышать проницаемость пород призабой ной зоны.
Аналогичное объяснение эффекта, получаемого за счет гидроразрыва без закачки песка с поверхности, дается в .американской литературе [17].
Проведенное в последующем изучение механизма гидравлического разрыва и исследование скважин пока зывают, что повышение продуктивности последних после
56
нагнетания в пласты жидкости (нефти в нефтяные и во ды в нагнетательные скважины) с большой скоростью вызывается как за счет очистки поровых каналов, так и за счет образования трещин и абразивного (разрушаю щего) действия струи,, проходящей по пласту.
Отмечено, что при образовании трещин в крепких породах (известняки, доломиты, песчаники) последние некоторое время могут сохраняться (без закрепления песком) за счет остаточных деформации массива по роды.
В слабосцементированных породах, какими являются пласты месторождений Кум-Даг, Небит-Даг и других, поток жидкости, движущийся по трещине, может раз мывать ее поверхности и переносить эти частицы в глубь трещины.
После прекращения нагнетания жидкости трещина не сможет сомкнуться, так как в одной ее части будет скопление принесенных частиц пластовой породы, а в другой — наличие размытых поверхностей. Размеры ка налов, очевидно, будут зависеть от скорости движения жидкости по трещине (абразивного ее действия) и ме ханической прочности пород, в которых образована тре щина. С увеличением скорости движения жидкости в тре щине будет увеличиваться разрушение породы и, соот ветственно, увеличатся размеры каналов, сохраняемых в пласте.
В крепких породах эффект от гидроразрыва без пес ка будет незначительным.
Количество дополнительно добытой нефти, приходя щейся на один гидроразрыв без песка в Кум-Даге, ока зывается меньше, чем на один гидроразрыв, проведен ный на вязкой жидкости с закачкой крупнозернистого песка. Последнее можно объяснить тем, что размер тре щин, сохраняющихся в пласте в первом случае, мень ше, чем при закачке крупнозернистого песка.
5 7
Темп нагнетания жидкости в скважину при осуществ лении гидроразрывов без песка в американской практи
ке составляет: |
1,45—6,0 мэ/мин (2080—8650 м3/сут) при |
|
общем расходе |
жидкости 50—250 ш3 |
[17]. |
В практике |
промыслов Кум-Дага, |
при производстве |
этих операций, темп нагнетания нефти составлял: 0,4— 0,8 м3/мин. при общем расходе ее 10—45 м3.
Анализ проведенных работ показывает, что эффек тивность этого процесса в основном увеличивается с увеличением темпа нагнетания жидкости в пласт.
Более эффективными, чем гидроразрывы нефтью без песка, оказались гидроразрывы нефтекислотной эмульсией, проведенные в НПУ «Небитдагнефть» в 1961, 1962 гг. в скважинах №№ 764, 394, 489, 688. Более вязкие, с низкой фильтруемостью, нефтекислотные эмульсии способствуют созданию более глубоких и ши роких трещин в пласте.
Помимо гидравлического действия на породу пласта со стороны эмульсии, после разложения ее, кислотный раствор дополнительно растворяет карбонатный мате риал и этим повышает пропускную способность трещин.
Так, по скважине № 394 (НПУ «Небитдагнефть») были проведены изоляционные работы, в несколько при емов в призабойную зону закачали 24 тонны цемента. Произвели прострел кумулятивным перфоратором в ин тервале 1000—1013 м. 3 месяца производилось освоение скважины, притока не получено.
Произвели гидроразрыв без песка на нефтекислотной эмульсии (закачали 16 м3 эмульсии, состоящей из 50% нефти и 13% раствора соляной кислоты). После процес са скважина быстро освоена и работает с дебитом 5,1 т1сутки нефти и 4,3 т!сутки воды. За 6 месяцев рабо ты из скважины получено 620 тонн нефти. По такой же технологии произведен гидроразрыв в скважине № 489, из которой за 4 месяца получено 980 тонн нефти.
58
Гидравлический разрыв без песка, особенно нефте кислотными эмульсиями, оказывается эффективным мероприятием по повышению дебита скважин. Однако применение для гидроразрыва в слабосцементированных породах непосредственно кислотных растворов часто приводит к отрицательным результатам. Вызвано это следующим. Кислотный раствор, как хорошо фильтрую щаяся жидкость, легко проникает в поры породы и, несмотря на высокую скорость нагнетания, может не об разовать трещин в пласте, особенно в дренированных скважинах. Кислота будет действовать по всей • мощно сти пласта, но не на большую глубину. При растворении большого количества карбонатного материала в породе, последняя разрушается и песок вместе с жидкостью по ступает в колонну, образуя песчаные пробки. Эксплуата ция скважины при этом осложняется, конечный резуль тат оказывается отрицательным. Применять кислотные растворы для гидроразрыва возможно в скважинах вскрывших крепкие породы с низкой проницаемостью-
При закачке нефтекислотной эмульсии, слабофильтрующейся жидкости, последняя проникает только по трещинам глубоко в пласт, не затрагивая и не разру шая основной массы породы в призабойной зоне. Глу бокие трещины обеспечивают больший прирост дебита, а при сжатии стенок трещин, в некоторой степени, пластовый песок удерживается от выноса в скважину.
4.Гидравлический разрыв для борьбы с пробкообразованием в нефтяных скважинах
Образование песчаных пробок в нефтяных скважи нах при эксплуатации слабосцементированных или рых лых пластов наносит большой ущерб нефтяной про мышленности. Чистка и промывка песчаных пробок вы зывают большие простои скважин и потери нефти. Пе
59
сок, поступающий вместе с жидкостью, ускоряет износ глубинных насосов, увеличивая количество ремонтов в скважинах.
На промыслах Туркмении, наряду с другими метода ми борьбы с пробкообразоваинем, применяют гидравли ческий разрыв.
Гидравлический разрыв,, по своей сущности, может вызвать снижение или прекращение пробкообразования
вскважинах в силу ряда причин.
1.Снижение или прекращение пробкообразования может произойти при условии, если за счет гидроразры ва будет достигнуто увеличение дебита до такой вели чины, при которой весь песок, поступающий из пласта на
забой скважины, будет выноситься на дневную |
по |
||
верхность. |
|
|
|
2. При создании в пласте трещин или расширении и |
|||
удлинении имевшихся каналов |
последние |
становятся |
|
как бы сборным коллектором |
для пропуска |
нефти |
из |
удаленной части пласта в скважину.
За счет трещины (канала) основная часть перепада давления между пластом и скважиной будет отнесена в глубь пласта. Тогда на породу пласта в зоне, приле гающей к колонне, будет действовать меньший перепад давления, меньшим будет поток нефти и газа. Снижение перепада давления и уменьшение скорости потока неф ти и газа через породу в призабойной зоне, соответствен но, приведет к уменьшению разрушения пород, умень шится пробкообразование.
3.Закачиваемый в скважину крупнозернистый песок
впроцессе гидроразрыва, скопляясь за колонной,, может образовать песчаный фильтр, который будет препятст вовать поступлению пластового песка на забой сква жины. Образующийся фильтр из крупнозернистого песка будет сдерживать дальнейшее разрушение пороц пласта.
6 0