gototopgototop

УДК 622.7

Применение оптических методов для контроля за эффективностью проведения ГРП

Агабекян Гаяне Валодияновна – студент Северо-Кавказского федерального университета.

Турская Ольга Юрьевна – аспирант Северо-Кавказского федерального университета.

Маслюков Роман Сергеевич – студент Северо-Кавказского федерального университета.

Аннотация: В статье рассмотрены особенности и способы применения гидравлического разрыва пласта на месторождении нефти. А также рассмотрено применение оптических методов для контроля за эффективностью проведения ГРП.

Ключевые слова: Месторождения нефти, ГРП, продуктивный пласт, оптический метод.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – процесс, предполагающий обработку ПЗС и преследующий цель по образованию новых и расширению уже имеющихся в породах ПЗС трещин. Результат, ожидаемый после проведения ГРП, заключается в увеличении проницаемости пласта на участке трещинообразований и, как следствие, улучшении жидкостного притока. Такие результаты достигаются при создании значительных давлений на забое скважины путем закачки вязкой жидкости с большим расходом в породу. Это позволяет быстро повысить забойное давление. Расширение имевшихся и возникновение новых трещин происходит при превышении созданным давлением гидростатического почти в два раза. Сохранение полученных трещин раскрытыми обеспечивается тем, что их заполняет песок, вводимый с жидкостью. Через некоторое время закачанную жидкость выносят из породы при эксплуатировании.

Итак, ГРП применяют, чтобы:

  1. увеличить продуктивность и приемистость добывающих и нагнетательных скважин соответственно;
  2. регулировать по пластовой мощности приток и приемистость;
  3. создать в обводненных скважинах водоизолирующие экраны.

Процесс гидроразрыва включает две основные стадии по закачиванию жидкостей. Первая стадия сопровождается закачиванием в скважину первоначальной жидкости разрыва без проппанта. Такая жидкость носит название «подушки». Сквозь отверстия обсадной колонны, образованные после процесса перфорации, жидкость под давлением продавливают в породу с определенной скоростью, которой оказывается достаточно, чтобы разорвать пласт и образовать новые трещины. На второй стадии закачивают жидкость-песконоситель, содержащую проппант. Благодаря ей сквозь перфорационные отверстия проппант доставляется в возникшую трещину. По завершении операции закачки трещина, наполненная проппантом, смыкается и удерживает в себе проппант что не дает проппанту выйти из нее при вымывании жидкости и при добыче.

Рассмотренный метод разрыва является традиционным [2].

Также существует новый способ разрыва. При нем создается сеть открытых каналов, которые проходят свозь набивку проппанта, и так увеличивают трещинную проводимость.

Таким образом, двумя основными материалами, закачиваемыми в скважину при ГРП, являются:

  1. проппант;
  2. жидкость гидроразрыва.

Эффект от операции разрыва обусловлен главным образом составом и физико-химическими свойствами выбранной жидкости разрыва. Основная цель применения жидкости разрыва – передача к забою энергии с поверхности, чтобы раскрылись трещины и наполнитель оказался в месте назначения.

К качеству жидкостей, используемых при ГРП, предъявляются следующие требования:

  • обладание динамической вязкостью, которой хватит, чтобы создать высокопроводные трещины;
  • низкая фильтруемость, что обеспечивает получение трещин требуемого размера с минимально возможными жидкостными затратами;
  • способность увеличивать коллекторскую проницаемость;
  • давление на трение должно теряться минимально при движении жидкости по трубам;
  • после операции жидкости должны легко извлекаться из пород;
  • наименьшая коррозионная активность;
  • должны способствовать тому, чтобы песок равномерно размещался и закреплялся в трещинах.

Жидкости разрыва в добывающих скважинах – жидкости, с основой в виде углеводородов (нефть и переработанные продукты). Скважины, нагнетающие жидкость, используют жидкости, с основой в виде воды. В основном вязкость жидкостей составляет 50–500 МПа•с. Жидкость продавки должна быть минимальной вязкости и с малым коэффициентом трения.

Проппант представляет из себя твердые частички, удерживающие трещины открытыми, не давая сомкнуться, а также сохраняющие образованные каналы, чтобы была возможность дренирования пласта скважиной. Твердые частички сортируются по размерам и сферичности таким образом, чтобы создавался как можно более эффективный путь для притока в набивке из проппанта, по которому обеспечивался бы свободный сток в ствол скважины флюидов из пласта.

На данный момент в промышленности применяются следующие три вида проппанта:

  • песок;
  • проппант, обладающий средними прочностными свойствами;
  • высокопрочный боксит, обладающий высокими прочностными свойствами.

Закачиваемый в трещину проппант должен иметь прочность, достаточную для выдерживания давления, которое возникает, когда закрывается трещина.

Если проппант способен удерживать трещинную ширину, не нарушая ее целостности, то обеспечивается высокая трещинная проницаемость, и полученной проводимости хватит, чтобы поддерживать скважинную производительность после обработки на высоком уровне.

Показатели трещины, закрепляемой проппантом, находятся в прямой зависимости от его свойств. Достаточно высоким является эффект от использования гидроразрыва с проппантом в песчаной и карбонатной породах [1].

Таким образом, ГРП является одной из наиболее распространённых технологий повышения продуктивности скважин и темпов отбора нефти и газа. Но, несмотря на широкое распространение данного метода и накопленный опыт применения, не все операции ГРП оказываются эффективными. Это объясняется как недостаточно обоснованным выбором технологии, так и некорректным определением параметров проведения и несоблюдением самой технологии гидроразрыва пласта.

Контроль за разработкой нефтяных месторождений на современном этапе проводится геофизическими, гидродинамическими и геохимическими-лабораторными методами.

Геофизические исследования (ГИС) являются информационной базой о литологии, пористости, наличии УВ и насыщенности пласта жидкостями, создает информационную базу для контроля за выработкой пластов (замеры профилей притока и приемистости, оценка состава притока, насыщенности пласта флюидами в различные моменты, оценка параметров вытеснения и др.), технического контроля работы скважин и ее технического состояния, контроль проведения методов интенсификации.

Гидродинамический контроль свойств пласта (ГДИС) предназначен для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин-факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др.

Геохимические методы исследований позволяют разделять суммарную добычу из скважин, совместно вскрывающих единой сеткой несколько пластов, для любых способов эксплуатации скважин, изучать процессы обводнения, солеобразования и гидратообразования, коррозии, образования эмульсий и т.д.

Геохимический метод контроля включает:

  • оптический метод (метод фотоколориметрии);
  • определение в нефти содержания микрокомпонентов металлов;
  • определение солевого состава добываемых вод.

Метод фотоколориметрии основан на определении оптических свойств нефти, наиболее чутко реагирующих на изменение ее химического состава.

Оптический метод позволяет контролировать проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) (внутрипластовойводоизоляции, гидравлическиого разрыва пласта (ГРП) и т.д.) путем оценки изменения оптических свойств нефти вследствие подключения в разработку новых участков, ранее неохваченных дренированием зон. По установленным закономерностям изменения коэффициента светопоглощения нефти (Ксп) по площади залежи по его систематическим измерениям можно определить направления движений нефти в пластах.

Различное содержание микрокомпонентов металлов в нефти позволяет: контролировать приток нефти из пластов, вскрытых единым фильтром; определять перетоки нефти в пласте; оценивать эффективность ГТМ.

Метод, основанный на различии солевого состава добываемой воды, решает следующие задачи: идентификация различного типа вод; совместимость закачиваемых и пластовых вод;изучение проблем солеотложений, коррозии, образования эмульсий и гидратов; изучение мест притока в скважину.

Оптические исследования нефти основаны на количественном определении степени поглощения веществом света с определенными длинами волн. Спектральными характеристиками являются коэффициент светопропускания (τ), оптическая плотность (D) и коэффициент светопоглощения (Ксп).

Ксп нефти зависит в основном от содержания в ней высокомолекулярных компонентов: асфальтенов, смол [4].

На промысловой практике впервые оптическими исследованиями занимались Глумов И.Ф., Гильманшин А.Ф, Девликамов В.В., Бабалян Г.А., Мархасин И.Л. и др.

Данными авторами установлено, что коэффициент светопоглощения нефти в пределах одного пласта варьирует в широких пределах и закономерно изменяется в зависимости от химического состава. Так использование результатов оптических исследований нефти при контроле нефтяных месторождений позволило определить притоки УВ из отдельных пластов, определить места образования трещин при ГРП, установить уровень ВНК по корреляционным зависимостям расстояния до ВНК и Ксп.

Был предложен оптический метод для оценки интерференции нагнетательных и добывающих скважин, расчета притока нефти из отдельных пропластков.

Позже установлены корреляционные зависимости с высокой достоверностью полученных результатов:

  • коэффициента светопоглощения нефти и технологических показателей разработки месторождения: гипсометрического положения нефтеносного пласта, накопленней добычынефти, обводненности продукции, радиуса контура питания, депрессии;
  • коэффициента светопоглощения нефти и фильтрационно-емкостных свойств коллектора: пористости, глинистости и нефтенасыщенности;
  • коэффициента светопоглощения нефти и физико-химических свойств нефти: плотности, вязкости, поверхностного натяжения.

Высокая достоверность и скорость, в то же время относительная простота оптических исследований нефти позволяет применять их в качестве метода контроля при разработке нефтяных месторождений [3].

Список литературы

  1. Гуторов Ю.А., Шакурова А.Ф. Основы технологии гидроразрыва пласта в нефтяных и газовых скважинах. – Уфа: УГНТУ, 2009. – 199 с.
  2. Добыча нефти методом гидравлического разрыва пласта [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://nomitech.ru/articles–and–blog/dobycha_nefti_metodom_gidravlicheskogo_razryva_plasta/
  3. Раупов И.Р. Технология внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов с применением полимерных составов и оптического метода контроля за процессом // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. – Санкт-Петербург, 2016. – [Электронный ресурс] . – Режим доступа: http://www.spmi.ru/system/files/lib/sci/aspirant-doctorant/avtoreferaty/2016/2016-3/dissertaciya_raupov_ir.pdf
  4. Фаттахов И.Г., Малышев П.М., Шакурова А.Ф., Шакурова Ал.Ф., Сафиуллина А.Р. Диагностический анализ вопроса эффективности проведения гидравлического разрыва пласта // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-27. – с. 6023-6029.

Интересная статья? Поделись ей с другими:

Внимание, откроется в новом окне. PDFПечатьE-mail

Отправить статью

...

Форма оплаты

Номер статьи, присвоенный редакцией
Количество страниц в статье
Количество экземпляров журнала
Доставка: РФСНГ
Скидка (%)
Заказать свидетельство о публикации
1. Стоимость публикации каждой страницы статьи составляет 200 рублей.
2. Стоимость каждого экземпляра журнала, включая его изготовление и доставку, составляет 300 рублей для России и 600 рублей для стран СНГ.
3. Стоимость печатного свидетельства о публикации составляет 100 рублей

Реквизиты для оплаты через банк