Гидравлический разрыв пласта

воздействие)
2.Физико-химические (КО; воздействие растворителями; обработка ПЗС растворами ПАВ и ингибиторами

солеотложений (гидрофобизаторами)
3.Термические (электропрогрев, паротепловые обработки, прокачки горячей нефти)
4.Комбинированные (ТКО; ТГХВ; ГКРП; повторная перфорация в специальных растворах кислоты, ПАВ, растворителей; термоакустическое воздействие; ЭГВ; ВПГ)

давлением, превышающим напряжения породы на забое
Состояние напряжения в пласте определяется

тремя основными напряжениями

σ1

σ3

σ2

σ1 =Рг=ρп

· g ·Н σ2=σ3=Ргг=λ · ρп · g · Н

ρп — плотность горных пород; Н—глубина залегания пласта;
λ — коэф. бокового распора(ф. А.Н. Динника):

γ — коэффициент Пуассона (зависит от продольных и поперечных деформаций породы)
для песчаников и известняков γ= 0,2-0,3
для упругих пород γ=0,25-0,43
для пластичных горных пород (глина, глинистые сланцы, каменная соль) γ=0,5, вследствие чего λ —> 1

глубине более 300 м эта нагрузка обычно выше двух других

горизонтальных напряжений и трещина получается вертикальной

минимальному напряжению

не дает трещине закрыться

рабочего давления агрегатов
к расчету технологических параметров и регламентов закачки жидкости

разрыва и жидкости развития трещины
к определению необходимого количества техники
Моделирование и проектирование ГРП производится с использованием программного комплекса «Майер»

и наличия микротрещин
прочности и упругих свойств горной породы
структуры порового пространства
свойств

жидкости разрыва
состава и геологического строения объекта, наличия глин
технологии проведения ГРП
Во многих случаях Рр < Рг

горного и гидростатического давлений

для скв. до 1000

м Рр = (1,74-2,57) Рст.
для скв.>1000 м Рр = (1,32-1,97) Рст.,
где Рст – гидростатическое давление столба жидкости, высота которого равна глубине залегания пласта

При глубинах менее 1000 м Рр ближе к горному давлению, при больших глубинах – к гидростатическому.

скорость поглощения жидкости пластом

В случае низкопроницаемых пород используют в

качестве жидкости разрыва жидкости невысокой вязкости при ограниченной скорости их закачки

Если породы достаточно хорошо проницаемы, то при использовании маловязких жидкостей закачки требуется большая скорость закачки; при ограниченной скорости закачки необходимо использовать жидкости разрыва повышенной вязкости

Если ПЗС представлена коллектором высокой проницаемости, то применяют большие скорости закачки и высоковязкие жидкости

зависимости «объемный расход жидкости закачки — давление закачки» и значительно

снижается давление закачки

Раскрытие уже существовавших в ПЗС трещин характеризуется плавным изменением зависимости «расход — давление», но снижения давления закачки не отмечается

В обоих случаях признаком раскрытия трещин является увеличение коэффициента приемистости скважины

раскрытие естественных трещин достигается при существенно меньших давлениях закачки, чем это происходит в монолитных породах

ПЗС

не должны вызывать отрицательных ф-х реакций с породой или с

пластовыми флюидами

не должны содержать посторонних механических примесей

должны иметь стабильную вязкость и низкую температуру застывания в зимнее время

должны быть легкодоступными, недефицитными и недорогостоящими

водонефтяная эмульсия
кислотно-керосиновая эмульсия
в нагнетательных скважинах
загущенная вода (крахмалом, ПАА, ССБ, КМЦ)
загущенная

соляная кислота (смесь концентрированной соляной кислоты с ССБ)

заполнить трещины наполнителем
высокая удерживающая способность (исключает возможность оседания наполнителя на

устье, в НКТ, на забое скважины)
низкая фильтруемость (предотвращает фильтрацию жидкости с наполнителем в стенки трещины, сохраняя постоянную концентрацию наполнителя в трещине и предотвращая закупорку трещины наполнителем в ее начале)

В ДС: вязкие жидкости или нефти со структурными свойствами; нефтемазутные смеси; водонефтяные эмульсии; загущенная соляная кислота
В НС: растворы ССБ; загущенная соляная кислота; нефтеводяные эмульсии; крахмально-щелочные растворы; нейтрализованный черный контакт (НЧК)

Для снижения потерь на трение при движении этих жидкостей с наполнителем по НКТ используют специальные добавки (депрессаторы) — растворы на мыльной основе; высокомолекулярные полимеры

трещины.
Условие предотвращения образования пробок из наполнителя

υ — скорость движения Ж-Н в колонне НКТ, м/с;
μ— вязкость Ж-Н, мПа ·с

В ДС дегазированная нефть (при необходимости ее разбавляют керосином или соляркой)
в НС вода

0,5-1,2 мм,(ρп=2600 кг/м3). Так как плотность песка существенно больше плотности

Ж-Н, то песок может оседать, что предопределяет высокие скорости закачки
— стеклянные шарики
— зерна агломерированного боксита
— полимерные шарики
— специальный наполнитель — проппант

форма

инертность по отношению к продукции пласта и отсутствие изменения свойств

организациями (наблюдения за изменением интенсивности гамма-излучения из трещины, в которую

закачана порция наполнителя, активированная радиоактивным изотопом кобальта, циркония, железа)
к чистому наполнителю добавляют порцию активированного наполнителя
проводят гамма-каротаж сразу после образования трещин и закачки в трещины порции активированного наполнителя
сравнивая результаты гамма-каротажа, судят о количестве, местоположении, пространственной ориентации и размерах образовавшихся трещин

м3 жидкости и единиц тонн проппанта) - в пластах с

проницаемостью более 300 мД, но с заблокированной (загрязненной) ПЗ
2. Глубокопроникающий ГРП (длина трещин 20-100 м, объем закачки – от десятков до сотен м3 и от единиц до десятков тонн проппанта) - в пластах с проницаемостью 150-300 мД
3. Массированный ГРП (длина трещин 100 м и более, закачка от ста и более м3 жидкости и до сотен тонн проппанта)
4. поинтервальный (многократный) - для больших толщин пластов, для слоистых пластов
5. Кислотный разрыв без закрепления трещин – в карбонатных коллекторах

в среднем пропластке; в — разрыв в нижнем пропластке;

г — скважина после ГРП;
1 — пакер; 2 — хвостовик НКТ; 3 — обратный клапан; 4 — трещина; 5 — глинистый пропласток; 6 — песчаный пропласток

приемистость (получение данных для оценки Рр, объема жидкости разрыва и

других характеристик)
Промывка скважины — скважина промывается промывочной жидкостью с добавкой в нее определенных химических реагентов
Закачка жидкости разрыва — рабочего агента, закачкой которого создается необходимое давление для разрыва горной породы с образованием новых и раскрытием существовавших в ПЗС трещин
Закачка жидкости с наполнителем – для сохранения трещин в раскрытом состоянии
Закачка продавочной жидкости - продавка жидкости с наполнителем до забоя и «задавка» ее в трещины
«Выстойка» скважины под давлением – для перехода ПЗС из неустойчивого в устойчивое состояние, при котором наполнитель д.б. прочно зафиксирован в трещине
Вызов притока, освоение скважины и выполнение ГДИС - для определения технологического эффекта

супервайзеров по КРС, который при согласовании плана на проведение ГРП

знакомится с проектом трехмерной модели ГРП программы «Mfrac»
Объем жидкости разрыва, продавки, объем песка, подсчитанные компьютером, должны совпадать с планом работ на ГРП
В день проведения ГРП мастер бригады КРС и мастер участка по ГРП составляют акт о готовности скважины к проведению гидроразрыва

состояние, герметичность и прочность позволяют создать на забое скважины необходимые

давления (Рр). Потери давление на трение при закачке жидкостей через обсадную колонну малы, поэтому при данном давлении на устье скважины можно получить более высокое давление на забое.

2. через НКТ (потери давления достаточно велики)

трещины кислотой

Растворение не должно быть сплошным, чтобы оставить шероховатость, удерживающую

избирательность каналов вдоль трещины.

HCL, загущенная полимерными составами, кратно снижающими скорость реакции кислоты с

породой пласта. Трещина разрыва не закрепляется наполнителем
Сохранность раскрытия трещины достигается за счет неоднородности химического состава породы пласта
В результате реакции с HCL поверхность трещины приобретает «щербатую» форму. После КГРП трещина представляет собой систему сообщающихся каналов. Поэтому отпадает необходимость закрепления трещины

у/в жидкость (дизтопливо, ШФЛУ (дистиллят), нефть), внутренняя фаза - HCL

20-24 %-ной концентрации

Состав ИКЭ на 1 м3:
дистиллят - 0-0,25 м3
нефть товарная - 0,20-0,55 м3
HCL - 0,45-0,55 м3

толщине до 5 м Vжр - 10 м3
при толщине 5-10

м Vжр - 15 м3
при толщине 10-15 м Vжр - 20 м3

пласта
2. является активным рабочим агентом в реакции с породой пласта
как

жидкость развития трещины, она должна обладать высокой проникающей способностью
как рабочий агент должна иметь степень активности с карбонатной породой на уровне соляной кислоты
Состав жидкости развития трещины: HCL 24 %-ной концентрации - 70-80 %; моносульфитный черный щелок - 20-30 % (соляная кислота медленного действия (СКМД)
Контрольные параметры: условная вязкость по ВП-5 - 18-35 с, плотность – 1120-1140 кг/м3.

толщиной продуктивного пласта

при толщине пласта до 5 м Vжрт-20-60 м3
при

толщине пласта 5-10 м Vжрт 30-80 м3 (в зависимости от конкретных горно-геологических параметров скважины)

скважину НКТ Ø 2,5" марки "К"
приготовление жидкости ГРП и жидкости

развития трещины
определение приемистости пласта
отсыпка забоя (по решению комиссии)
дополнительная перфорация в зоне разрыва
спуск колонны НКТ и установка пакера
опрессовка пакера

обвязка агрегатов с устьем скважины осуществляется через блок манифольдов
Всасывающие линии

агрегатов монтируются непосредственно к смесительному агрегату
Емкости с ЖР и кислотой через сборный коллектор с задвижками соединяются со смесителем

РГРП могут наблюдаться два случая: образование новой трещины или раскрытие

существующей

устремляется в образовавшуюся трещину
На манометре отмечается резкое падение давления
Этот

момент является сигналом для включения в работу агрегатов по закачке ЖРТ - СКМД

затем стабилизируется
При подключении второго агрегата картина повторяется
При этом кривая

давления выглядит иначе, происходит постепенное раскрытие трещины

сечения трещины, а следом чистая нефть в объеме колонны НКТ

+ 1 м3. Под давлением скважина остается на реагирование кислоты с породой пласта на 12-24 ч

забоя и промывка скважины с целью удаления продуктов реакции дегазированной

товарной девонской нефтью
5. Скважина свабируется (2-2,5 объема ствола), НКТ поднимаются, спускается ГНО и скважина пускается в работу
6. Через 10-15 дней эксплуатации скважины уточняются параметры ее работы и проводится сравнение их с параметрами работы скважины до КГРП

соляной кислоты, обработанной замедлителем реакции
В начале процесса происходит блокирование существующих

трещин и высокопроницаемых прослоев высоковязким материалом
Нагнетаемая следом кислота (с замедленной реакцией) формирует новые трещины в низкопроницаемых участках продуктивного пласта
Следующий цикл (высоковязкая жидкость + соляная кислота) позволяет временно изолировать вновь образованные трещины и создавать новые Тем самым создаются условия для приобщения ранее неработающих пропластков и повышения производительности скважин

вязкостью
низкой, приближающейся к нулевой, фильтратоотдачей
Этим требованиям отвечают полисахаридные гели

(комплекс «Химеко-В»)

пласта
является активным рабочим агентом в реакции с породой пласта.
Состав

кислотного раствора: соляная кислота 12 - 24 %-ной концентрации 96-98 %; реагент «Нефтенол К»4 - 2 %
Соляная кислота и ПАВ «Нефтенол-К» являются взаиморастворимыми продуктами. Поэтому для получения соляной кислоты медленного действия достаточно ввести расчетное количество ПАВ в заданный объем соляной кислоты за один цикл

в зависимости от горно-геологических параметров скважины
По результатам ОПР на месторождениях

ОАО «Татнефть», оптимальными являются от 3 до 5 циклов закачки
Для одного цикла необходимо:
8 – 18 м³ кислотного раствора
5 – 12 м³ высоковязкой жидкости