Файл: Соломатин Г.Г. Гидравлический разрыв пласта (опыт нефтяников Туркмении).pdf

Для того чтобы обеспечить одновременное действие всех указанных факторов и добиться прекращения пробкообразовання, необходимо не просто закачивать круп­ нозернистый песок за колонну (при низких давлениях), а стремиться осуществлять гидравлический разрыв, т. е- проводить процесс при давлениях, обеспечивающих рас­ слоение пород. Закачка крупнозернистого песка за ко­ лонну при высоких давлениях, помимо более полного за­ полнения песком каверн и каналов, обеспечивает расши­ рение и углубление каналов дренирования, что приводит к снижению пробкообразования и к увеличению дебита скважин. Это подтверждается данными по скважинам 643 и 251, приведенными в таблице 8.

В скважинах, сильно дренированных, из которых вынесено большое количество пластового песка, процесс закачки крупнозернистого песка может происходить при низких давлениях или вообще без давления на устье. Очевидно, в таких условиях операция будет сводиться к заполнению крупнозернистым песком каверн и каналов дренирования. Конечным результатом такой операции может быть сокращение пробкообразования и увеличе­ ние межремонтного периода работы скважины, что, в свою очередь, приведет к большему отбору нефти из пласта.

Успех операции, проводимой как при условиях раз­ рыва пород, а также при низких давлениях, во многом зависит от количества песка, закачиваемого в скважину. При неполном заполнении каверн и каналов дрениро­ вания крупнозернистым песком часть отверстий перфо­ раций в колонне окажется открытыми, через которые пластовой песок может поступать на забой скважины.

В таблице 8 приводятся данные изменения межре­ монтного периода и периода промывок песчаных пробок по ряду скважин, в которых проводились гидроразрывы

62

с закачкой различного количества крупнозернистого песка. Из приведенных данных отмечается, что при за­ качке в пласт крупнозернистого песка свыше 0,5—0,7 тонны на метр мощности фильтра, достигается увеличе­ ние межремонтного периода работы скважины и перио­ да промывок песчаных пробок. При закачке меньшего количества песка, пробкообразование не уменьшается, а зачастую увеличивается.

В ряде скважин после гндроразрыва в колонну по­ ступает одновременно мелкий пластовой и крупнозер­ нистый накачанный песок. Последнее может быть выз­ вано тем, что в процессе эксплуатации скважин от­ верстия перфорации в колонне были размыты струей жидкости с пластовым песком, а поэтому закачанный крупнозернистый песок не в состоянии удерживаться (образовать свод) за колонной. В таких случаях, в пос­ леднее время, на промыслах стали сочетать закачку крупнозернистого песка за колонну по технологии гид­ роразрыва с последующим закреплением этого песка синтетическими смолами (пластмассами) или цементны­ ми растворами. Указанное сочетание операции в ряде случаев позволило ликвидировать пробкообразование.

5.Гидравлический разрыв с целью снижения высокого газового фактора в нефтяных скважинах

По месторождению Кум-Даг давление насыщения по большинству горизонтов оказывается близким или рав­ ным начальному пластовому давлению. При эксплуата­ ции скважин, то есть при снижении давления на забое, из нефти начинает выделяться га'з, вначале в призабой­ ной зоне, а затем и в глубине пласта. В скважинах при этом снижаются дебиты нефти и резко возрастают деби­ ты газа и, соответственно, газовые факторы. Высокие газовые факторы в скважинах возможны также за счет

S4

прорыва газа из газовой шапки, образующейся в повы­ шенной части пласта, или от газовой нагнетательной скважины, расположенной вблизи эксплуатационной. Чтобы сохранить пластовую энергию, скважины, рабо­ тающие с высоким газовым фактором, останавливают (консервируют).

Опыт проведения гидроразрывов на промыслах КумДага показывает, что этот процесс в ряде случаев сни­ жает газовый фактор и тем самым предотвращает оста­ новку скважин.

Снижение газового фактора за счет гидроразрыва вызывается изменением условий притока нефти и газа в связи с созданием в пласте глубоких трещин, прости­ рающихся за зону разгазирования нефти. Трещины сни­ жают перепад давления вблизи ствола скважины и обеспечивают приток менее разгазированной нефти из удаленной части пласта.

Снижение газового фактора может произойти за счет образования трещин в пропластках, которые до гидро­ разрыва не эксплуатировались. После процесса из таких пропластков будет притекать нефть с небольшим со­ держанием газа, за счет чего и уменьшится общий газо­ вый фактор скважины.

Данные по ряду скважин, представленные в табли­ це 9, показывают, что снижение газового фактора отме­ чается в тех случаях, когда за счет гидроразрыва до­ стигнуто значительное увеличение дебита нефти. Очевид­ но, чтобы снизить газовый фактор и увеличить дебит нефти в скважине, технология процесса гидроразрыва должна строиться из расчета создания в пласте больше­ го количества глубоких трещин. С этой целью, как пока­ зано выше, необходимо применять нефтекислотные эмульсии или другие слабофильтрующиеся жидкости, закачивать в пласты большее количество песка. Доста­ точно очевидно это подтверждается данными таблицы 9.

По скважинам, в которых гидроразрывы проводились на топочном мазуте (слабофильтрующаяся жидкость) и закачивалось свыше 5 тонн песка, увеличился дебит нефти и уменьшился газовый фактор. В тех случаях, когда гидроразрывы проводились на промысловой неф­ ти (хорошо фильтрующаяся жидкость) или закачива­ лось небольшое количество песка, результаты оказались отрицательными.

Однако и при правильном исполнении гидроразрыва снижение газового фактора можно не достигнуть, если зона разгазирования нефти вокруг скважины окажется значительной, охватывающей и соседние скважины дан­ ного гарнизона.

По скважинам, в которых высокие газовые факторы связаны с прорывом газа из газовой шапки или от на­ гнетательной скважины, гпдроразрыв может привести к увеличению притока газа и повышению газового факто­ ра. Эти особенности гидроразрыва необходимо учиты­ вать, чтобы не вызвать неоправданной консервации скважин.

6.Метод освоения нагнетательных скважин в условиях слабосцеменгированных пород

Для достижения высокой приемистости нагнетатель­ ных скважин необходимо в призабойной зоне пласта создать систему трещин и каналов, простирающихся глубоко в пласт. В нагнетательных скважинах, вскрыв­ ших слабосцементированные и легко разрушающиеся породы пластов, сравнительно легко в призабойной зоне создаются трещины и каналы за счет интенсивного дре­ нирования и гидравлического разрыва. Однако зачастую эффективность этих мероприятий оказывается кратко­ временной по следующим причинам.

В процессе нагнетания воды, особенно поршневыми

66

\

насосами, происходят частые и резкие изменения давле­ ния нагнетания (отключение и подключение параллель­ ных насосов, порыв нагнетательных линий, отключение электросети и т. д.).

При снижении давления на устье скважины из-за медленной передачи давления в призабойной зоне про­ исходит обратное движение воды из пласта в скважину. Этот поток увлекает илистые и глинистые частицы раз­ рушающегося пласта и заполняет колонну. При после­ дующем нагнетании вода из колонны вместе с глини­ стыми частицами поступает в проницаемые участки плас­ та и закупоривает (заиливает) их, резко уменьшая при­ емистость скважины [14].

Поддержание высокой приемистости нагнетательных скважин в этих условиях оказываетя очень трудоемкой операцией, так как требовалось проводить повторное дренирование или гидроразрывы через 15—30 дней на­ гнетания воды в скважину.

Решение вопроса об освоении нагнетательных сква­ жин было подсказано данными исследования процесса гидроразрыва.

Испытание скважин на приемистость, проводимое перед гидроразрывом, показало, что по достижении на устье скважины давления] равного давлению столба во­ ды в скважине, приемистость резко возрастает и сохра­ няется при сохранении давления нагнетания длитель­ ное время. (См. также разд. I).

Учитывая эти результаты, НПУ «Кумдагнефть» в 1955 году провело переоборудование насосных станций и по горизонтам, залегающим на глубину 900—1200 м, довело давление нагнетания до 110—120 атм, то есть создало давления нагнетания,, при которых возможно непрерывное (динамическое) расслоение пород пласта

[14]. .

Это мероприятие позволило вести запланированную

67

закачку воды по большинству горизонтов Восточного и Западного Кум-Дага.

Кроме того, нагнетание воды при условиях динами­ ческого расслоения пород позволило:

]. Достигнуть стабильной приемистости скважин.

2.Сократить работы по восстановлению приемисто­ сти и по подготовке к нагнетанию новых скважин.

3.Не сооружать водоочистных установок для подго­ товки воды, хотя нагнетаемая вода содержит большое количество механических примесей (3—24,0 мг)л) и про­ дуктов коррозии (0,5—3,6 мг/л).

Нагнетание воды при условиях динамического рас­ слоения пород заслуживает детального изучения и ши­ рокого применения, особенно по месторождениям, плас­ ты которых слабосцементированы и имеют низкую про­ ницаемость.

V.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА И ЕЕ ОЦЕНКА

Гидравлический разрыв, воздействуя на призабой­ ную зону, повышает производительность скважин, од­ новременно ускоряет отбор нефти и увеличивает нефте­ отдачу пласта. Повышение нефтеотдачи пласта создает условия для экономии капитальных вложений на разведку и разработку новых нефтяных месторож­ дений.

Однако оценить величину изменений показателей пласта, вызываемых проведением гидроразрыва в сква­ жинах, в настоящее время затруднительно.

Поэтому основными технико-экономическими пока­ зателями, по которым определяется эффективность гид­ равлического разрыва, являются получаемый прирост добычи нефти и себестоимость прироста добычи нефти.

68

При определении экономической эффективности гндроразрыва принято сравнивать добычу нефти из скважи­ ны и её себестоимость, получаемую с применением гид­ равлического разрыва и без него.

Себестоимость тонны нефти, дополнительно добытой за счет гидроразрыва, определяется путем деления всех затрат, связанных с осуществлением процесса и добы­ чей дополнительной нефти, на количество дополнитель­ но добытой нефти.

В состав затрат по проведению гидроразрыва вклю­ чаются затраты на подготовку скважины к процессу, осуществление его и освоение скважины после гидро­ разрыва.

Затраты на подготовку скважин к гидроразрыву и освоение их после процесса рассчитываются, исходя из продолжительности этих видов работ (в часах) и стои­ мости одного часа подземного ремонта скважин.

Расходы на проведение гидроразрыва определяются по фактическим данным, которые складываются из за­ трат на содержание агрегатов, стоимости песка, рабочих жидкостей, их транспортировки, цеховых расходов и другого.

Затраты на дополнительную добычу нефти, получа­ емую за счет гидроразрыва, состоят из расходов по из­ влечению ее на поверхность, перекачку, хранение и деэмульсацию.

Если гидроразрывы проводятся по скважинам, экс­ плуатирующим горизонты, разрабатываемых с поддер­ жанием пластового давления, то в число затрат на до­ бычу дополнительной нефти включаются затраты на закачку рабочего агента в пласт в количестве, соответ­ ствующем дополнительно добытой нефти за счет гидроразрыва.

Для расчета себестоимости тонны нефти, помимо за­ трат, определяется величина дополнительной добычи

6 0