CC BY
97
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
103
ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
СПОСОБЫ СНИЖЕНИЯ ВЫНОСА ПРОППАНТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП
Верисокин Александр Евгеньевич
Ассистент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, аспирант, Институт нефти
и газа, СКФУ, г. Ставрополь Зиновьева Лариса Михайловна
Канд. техн. наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Институт
нефти и газа, СКФУ, г. Ставрополь
АННОТАЦИЯ
На сегодняшний день гидравлический разрыв пласта является самым распространенным методом интенсификации. Проблем, связанных с проведением гидравлического разрыва пласта на сегодняшний день достаточно много, основная из них - вынос проппанта после проведения операции разрыва пласта.
ABSTRACT
Today hydraulic fracturing is the most widespread method of an intensification. There is a lot ofproblems connected with carrying out hydraulic fracturing today, the main of them - carrying out of a proppant after carrying out operation of a rupture of layer.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта, проппант, электроцентробежный насос, трещина, далвение, продуктивный пласт, скважина.
Keywords: layer hydraulic fracturing, proppant, electrocentrifugal pump, crack, dalveniye, productive layer, well.
ГРП в настоящее время является наиболее результативным гео лого-техническим мероприятием, обеспечивающим кратное увеличение добычи нефти, повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов. Расширение применения операции ГРП привело к серьезным проблемам, связанным с выносом проппанта из трещины. Так как наиболее широко распространенным в России аппаратом механизированной добычи нефти является электроцентробежный насос, то вынос проппанта может привести к перегрузке и выходу насоса из строя. Эта проблема на данный момент является актуальной на месторождениях Западной Сибири.
Проппанты или расклинивающие агенты - высокопрочные керамические гранулы, применяемые для крепления трещины при добыче нефти методом ГРП. Все производители проппантов используют для изготовления алюмосиликатные природные материалы. Алюмосиликатные керамические материалы помимо высокой прочности способны образовывать кислотостойкие соединения. Они также химически нейтральны и совместимы с песконесущими жидкостями, не изменяют их вязкотекучие свойства. На рынке представлены проппанты как российских, так и зарубежных производителей. Они различаются по плотности, химическому составу и другим свойствам.
В настоящее время существенно нарушается технология проведения операции ГРП - отсутствует время выдержки скважины под давление, что приводит к выносу проппанта в скважину и к перегрузке электроцентробежного насоса. Специалисты данного ГТМ считают, что скважина должна оставаться под давлением примерно 3-4 суток. Это существенно снизит количество «потерянного проппанта» и «трещина понадежнее закроется». Чрезмерное ожидание скважины под давлением тоже приводит к отрицательным последствиям, так как при условиях высоких температур часть проппанта в трещине может быть подвержена деформации. В реальных условиях скважину
выдерживают под давлением не более суток.. После чего в скважину спускается электроцентробежный насос. На промысле такой насос называют жертвенным.
Крупнейшие нефтяные компании России перешли на использование технологии RCP. Проппанты марки Fores RCP покрыты фенолформальдегидными смолами, которые при определенных температуре и давлении склеиваются между собой. Это позволило существенно снизить вынос проппанта, однако в данном случае проводимость трещины ухудшается. У данной технологии имеются существенные преимущества. Если не использовать RCP, то произойдет вынос проппанта, что приведет к отказу электроцентробежного насоса. Необходимо будет глушить скважину для замены насосов, что в итоге ухудшает проводимость трещины и повреждает пласт. Большой вред пачке RCP наносят циклические нагрузки в процессе работы скважины, такие как частые остановки на замену насосов, резкий вывод на режим скважины и периодическая эксплуатация. RCP нужно время для спекания или схватывания. Чем ниже температура пласта, тем больше времени потребуется для осуществления данного процесса. Так же здесь должен участвовать эффективный минимальный горизонтальный стресс (напряжение), который давит на стенки трещины. Чем он выше, тем быстрее «схватится» RCP (абсолютный минимальный горизонтальный стресс равен примерно 420 атм). Температуры пласта на месторождениях Западной Сибири не менее 100 0С. Подрядчики утверждают, что за 12 час RCP проппант должен «схватиться». Однако, имеют место следующие отрицательные последствия:
1) охлаждение пласта за счет закачки 300-500 м3 20градусной жидкости ГРП;
2) снижение эффективного стресса за счет увеличения давления в трещине при закачке.
В связи с этим, имеет смысл подождать после ГРП 72-96 часов для качественного спекания RCP. Если нарушать технологию ГРП, то качать проппант RCP не имеет смысла, так как он не успеет «спечься».
104
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
На Покамасовском нефтяном месторождении в 2014 году для борьбы с выносом проппанта в 4 скважинах после ГРП был установлен фильтр. Однако это не дало ожидаемого результата, так как частицы разрушенного проппанта проходили сквозь отверстия фильтра. После этого в скважину спустили фильтр эффективной размерности, что привело к неэффективному использованию электроцентробежного насоса.
Вероятность выноса проппанта можно снизить созданием постепенной (не резкой) депрессии на пласт. Т.е. если используется механизированный способ добычи нефти, то откачку продукции скважины насосом необходимо производить на низких оборотах, если же используется фонтанный способ добычи нефти, то на фонтанной елке необходимо установить штуцер наименьшего диаметра. Данный способ освоения скважин после ГРП используется на Приобском нефтяном месторождении.
В ряде случае может быть полезным форсированное закрытие трещины. Например, на низкопроницаемых месторождениях Шаимской группы оно нашло широкое распространение. Часть геля вымывается сразу после закрытия трещины, также создается препятствие произвольному оседанию проппанта. Однако при форсированном закрытии из трещины вымывается несколько м3 проппанта, что приводит к отрицательным последствиям.
На основании выполненного анализа способов снижения выноса проппанта можно сделать следующие выводы:
1) 3-4-х дневный простой, связанный с правильным выводом на режим работы скважин менее затратен, чем возможная остановка добычи нефти на неделю
за счет ремонта вышедшего из строя электроцентробежного насоса по причине выноса проппанта из скважины. В результате нефтяная компания, рассчитывая на получение экономического эффекта от мгновенного вывода на режим работы скважины, может получить в дальнейшем потерю дебита от недельного простоя скважины, связанного с ремонтом установок электроцентробежных насосов.
2) Использование технологии RCP существенно снижает вынос проппанта.
3) Технологические приемы и технические средства, ограничивающие и предотвращающие вынос проп-панта из продуктивного пласта, в каждом случае следует выбирать, исходя из конкретной ситуации.
Список литературы
1. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта Текст. // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. - № 5. - С. 3 - 41.
2. Желтов, Ю.П. Деформация горных пород Текст. / Ю.П. Желтов. -М.: Недра, 1966. 198 с.
3. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта Текст. / Р.Д. Каневская. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 1999. -212 с.
4. Малышев, А.Г. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Текст. / А.Г. Малышев и др. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 46 - 52.
ПРИМЕР МЕТОДИКИ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
НЕФТЯНОГО КОЛЛЕКТОРА
Фролова Елена Васильевна
Специалист отдела разведочной геологии НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро», г. Вунгтау, Вьетнам
АННОТАЦИЯ
В статье показана методика построения геологической модели, используемая для нижнемиоценовых коллекторов Центрального участка месторождения Дракон Кыулонгского бассейна шельфа Вьетнама. Представлены способы идентификации условий формирования отложений и гидродинамических классов коллекторов. Показан алгоритм построения модели.
ABSTRACT
This paper shows the method of constructing a geological model that is usedfor Lower Miocene reservoirs in the Central Dragon oilfield, Cuu Long basin, Vietnam offshore. The article presents how to identify sedimentary environments and hydrodynamic reservoir classes (Hydraulic Flow Units). The algorithm for constructing a model is presented in.
Ключевые слова: нижнемиоценовые коллектора, обстановка осадконакопления, фильтрационно-емкостные свойства, гидродинамические классы коллектора.
Keywords: Lower Miocene reservoirs, sedimentary environment, reservoir properties, Hydraulic Flow Units.
Актуальность вопроса
В настоящее время, ввиду падения объемов добычи разрабатываемых уникальных залежей фундамента шельфа Вьетнама, особый интерес вызывают сложнопостроенные объекты осадочного чехла, слагаемые разнофациальными отложениями, примером которых является нижнемиоценовый нефтеносный комплекс Центрального участка месторождения Дракон.
Ввиду сложного геологического строения, значительного вклада тектонической составляющей в формирование коллекторов и залежей нефти, неоднородного характера распределения продуктивных горизонтов участка,
невыдержанности толщин коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу и площади, возникает необходимость детального изучения строения, условий образования, ФЕС пластов и построения адекватной геологической модели, в которой необходимо учитывать многообразие фильтрационно-емкостных неоднородностей коллекторов, обусловленных литологическими и фациальными особенностями пласта.
Для учета неоднородности ФЕС коллекторов при построении геологической модели предлагается использовать методику гидравлических единиц потока (коллектора) в комплексе с изучением условий формирования (обстановок осадконакопления).
