Оборудование используемое при ГРП

Организация гидроразрыва состоит в приготовлении соответствующих реагентов в качестве жидкости гидроразрыва и последующей закачки ее в продуктивную зону с низким расходом и под высоким давлением с тем, чтобы расклинить породу, образовать в результате трещину как результат гидравлического воздействия. Прежде всего, чистая жидкость закачивается в скважину для инициирования трещин и ее продвижение в пласте. После этого суспензия продолжает развивать трещину.

Подготовка жидкости ГРП производится на кусту скважин, непосредственно перед закачкой ее в пласт. Система подготовки жидкости ГРП включает: песковоз, емкости с гелеобразной жидкостью, смесительный агрегат (блендер). При приготовлении гелеобразной жидкости для ГРП главное подготовить воду. Если в воде будут бактерии, то гель начнет распадаться и жидкость для ГРП испортится, что повлечет срыв ГРП. [3].

Обвязка системы имеет 1,5-кратный запас прочности. Перед началом ГРП, оборудование и обвязка опрессовываются на рабочее давление. Управление непосредственно ГРП осуществляется через компьютерный центр. [1].

Для производства ГРП используется следующая техника:

1. УРАЛ-ЦА 320,

2. УРАЛ-4320 пожарная машина,

3. MERCEDES песковоз,

4. MERCEDES хим. фургон,

5. MERCEDES блендер,

6. MERCEDES насосная установка,

7. MERCEDES цемент агрегат,

8. MERCEDES трубовоз,

9. MERCEDES лаборатория,

10. УАЗ-3962 санитарный фургон,

11. К-700 вакуумная установка.

Рисунок 4.2.-Принципиальная схема расстановки оборудования при ГРП и оборудования забоя скважины

Анализ эффективности ГРП

ГРП является технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости, является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации. [2].

После разрыва пласта и закрепления трещины пропантом образуется двойная среда трещины (высокопроводящие каналы) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины. [4].

Анализ имеющегося кернового материала свидетельствует о том, что среди юрских залежей, объект Ю_14-15 наиболее сильно подвергался активным вторичным изменениям - уплотнению и процессам вторичного минералообразования.

Основной целью производства ГРП является интенсификация выработки запасов нефти, сосредоточенных в прерывистых коллекторах, в зонах трудно извлекаемых запасов, где сконцентрирован основной объем остаточных запасов нефти.

За период с 2005 по 03.2008 годы гидроразрыв пласта произведен на 6 добывающих скважинах.

Для проведения работ по ГРП использовался фонд скважин, пробуренных в пласт Ю_14-15 характеризуемый как малодебитный. Средний коэффициент продуктивности скважин для пласта Ю_14-15 составил около 3,75 м³/сут/МПа при нулевом скин-факторе, средней проницаемости 2,7 мД и средней мощности 19,7 м. [5].

В результате проведения гидроразрыва пласта произошло существенное улучшение технологических показателей. Исследование показали, что до проведения ГРП приток на 392Р составлял Q=1,1 м³/сут при пластовом давлении 28,4 МПа. После проведения ГРП приток составил 31,8 м³/сут по жидкости, по нефти составило 23,3 м³/сут и по воде 8,5 м³/сут при давлении 28,4 МПа. [6].

Согласно данным, степень реализации потенциала, созданного после проведения ГРП, достаточно высок. Таким образом, проведенный анализ показал, что эффект от ГРП, в условиях объекта Ю_14-15 Майского месторождения, достаточно стабилен, прирост дебита жидкости составляет в среднем 35 м³/сут., и продолжительность его не ограничивается анализируемым периодом. [7].

Непродолжительный период эксплуатации после ГРП пока не позволяет сделать однозначных выводов. Однако, эксплуатация скважин со значительно высоким притоком по нефти, чем до интенсификации, позволяет извлечь больший объем углеводородов за срок жизни скважин, тем самым, способствуя увеличению конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Положительное влияние от проведения ГРП на дальнейшую эксплуатацию скважин в значительной мере зависит от степени сформированности системы воздействия на объект. В свою очередь, темпы и динамика обводнения зависят от направления геологического строения и структуре запасов, но и геометрии распространения трещин.

В связи с этим дальнейшее решение проблемы эффективной эксплуатации добывающих скважин и участков проведения ГРП работ по ГРП связано с исследовательскими работами по определению направления трещин и адаптации системы заводнения по отношению к ориентации зоны трещиноватости.

В результате проведения ГРП имеем значительное увеличение дебитов скважин, (относительно базового варианта, без ГРП). Необходимо отметить также, что область применения ГРП не ограничивается низкопродуктивными зонами, проведение ГРП также возможно в песчаных телах, не имеющих гидродинамической связи с зоной закачки.

В целом отмечается высокая продолжительность эффекта, обусловленная стабилизацией, как обводненности, так и дебитов жидкости. Для оценки прироста дебита жидкости и продолжительности эффекта после производства работ по интенсификации была построена динамика показателей эксплуатации скважин, в которых проводились работы, приведенная к одной дате начала проведения ГРП для избежание влияния временных факторов. Результаты показывают, что на объекте Ю_14-15 эффект от ГРП, достаточно стабилен и сохранение его не ограничивается анализируемым периодом. [7].

На Южном поднятии после проведения работ величина дебита нефти составляла порядка 23,3 м³/сут на скважину при обводненности 30%, прирост при этом составлял 22 м³/сут. К концу первого года отмечалась стабилизация дебита нефти на уровне 17 - 18 м³/сут при обводненности 40-50%, которая сохраняется на протяжении всего рассматриваемого периода.

В куполе северо-западного поднятия (393Р, 539) аналогичная картина - в начале послеоперационного периода произошло увеличение дебита жидкости до 35-100 м³/сут (прирост составил 25 - 45 м³/сут ) при обводненности 10-55%.

Рассматривая эффективность метода по поднятиям, можно отметить, что на Южном поднятии (скважины 392Р, 542,), характеризующемся крайне сложным геологическим строением, низкими коллекторскими свойствами, увеличение дебита нефти произошло с базового – 1,1 м³/сут до потенциального – 23,3 м³/сут (в 23 раза ). На северо-западном поднятии (393Р), имеющем лучшее геологическое строение, дебит жидкости возрос с базового - 5 м³/сут до потенциального – 35-100 м³/сут (в 7-10 раз ). В связи с тем, что ГРП проводят сразу после бурения берется базовый приток полученный при исследовании разведовательных скважи который коллеблится от 1,1 до 5 м³/сутки. [7].

Чем ниже проницаемость, тем медленнее происходит процесс фильтрации, тем выше коэффициент падения дебита жидкости скважин в процессе эксплуатации.

Оценивая эффективность ГРП, следует отметить его положительное влияние на полноту вовлечения запасов нефти в разработку. Одним из основных параметров, определяющих объем извлекаемых запасов, является коэффициент охвата, учитывающий степень дренирования пластовой нефти (таб.4.13).

Создание систем трещин в слабопроницаемых коллекторах, безусловно, увеличивает степень вскрытия и приведенный радиус скважин, создает дополнительно высокопроницаемые каналы, по которым осуществляется фильтрация. Это позволяет более эффективно эксплуатировать скважины в сложных геологических условиях, что в свою очередь приводит к увеличению текущего коэффициента нефтеизвлечения. [7].

Таблица 4.13.- Средний дебит скважин после ГРП

Таким образом, мы видим, что массовое внедрение ГРП на объекте Ю_14-15 Майского месторождения позволило увеличить приток скважин, вывести их на рентабельный уровень эксплуатации, в конечном итоге, обеспечить благоприятную динамику выработки запасов нефти.