Конструкция скважин
| Скважи-на | э/колонна | Забой | Перфорация | |||||
| Ф, мм | Толщи-на стенок, мм | Исскуствен-ный, м | Теку-щий, м | Дата | Интервал | Тип перфора-тора | Плот-ность | |
| 4006 | 146 | 8 | 1360 | 1358 | 1991 | 1278-1279,8; 1280,4-1282,4; 1283,6-1286 | ПК-105 | 10 |
| 4025 | 146 | 8 | 1480 | 1480 | 1988 | 1377,4-1378,8; 1380,2-1381,4; 1383-1385,6; 1389-1391,6; 1393-1396 | ПК-105 | 10 |
| 2806 | 146 | 8 | 1510 | 1500 | 1990 | 1436.4-1438.0; 1438.8-1440.4; 1444.4-1450.4 | ПК-105 | 10 |
| 4002 | 146 | 8 | 1520 | 1490 | 1985 | 1451.2-1452.8; 1459.4-1461.2; 1462.0-1464.2; 1468.0-1472.0 | ПК-105 | 10 |
| 2805 | 146 | 7 | 1488 | 1485 | 1987 | 1418.8-1420.4; 1422-1423.2; 1428-1431.6 | ПК-105 | 10 |
| 2792 | 146 | 8 | 1521 | 1515 | 1990 | 1423.2-1424.4; 1428.0-1429.2; 1436.4-1438.4; 1445.6-1447.2; 1449.0-1451.6 | ПК-105 | 10 |
| 2758 | 146 | 8 | 1430 | 1420 | 1991 | 1346.8-1348.0; 1349.0-1350.0; 1352.4-1361.0; 1380.8-1384.0 | ПК-105 | 10 |
| 2814 | 146 | 7 | 1468 | 1460 | 1986 | 1403.0-1405.2; 1412.2-1413.8; 1418.4-1422.8 | ПК-105 | 10 |
| 3786 | 146 | 8 | 1503 | 1500 | 1988 | 1442.8-1445.2; 1453.0-1454.0; 1455.2-1457.6 | ПК-105 | 10 |
| 2817 | 146 | 8 | 1500 | 1500 | 1987 | 1430.8-1433.0; 1435.0-1436.0; 1437.0-1438.0; 1440.8-1446.0 | ПК-105 | 10 |
Таблица 12
Физико-химические свойства по скважинам-кандидатам.
| Скважина | Рпл, атм | Рзаб, атм | Рнас, атм | Вязкость, мПа·с | Объемный коэффициент | Скин-фактор | Нэф, м | Проницаемость, мД | Плотно-сть нефти. пов.усл., т/м³ |
| 4006 | 111 | 50 | 65 | 20,87 | 1,028 | 25,148 | 5,2 | 100 | 0,889 |
| 4025 | 124 | 48 | 62 | 21,30 | 1,100 | 23,146 | 10,0 | 87 | 0,889 |
| 2806 | 124 | 50 | 66 | 20,01 | 1,056 | 25,147 | 7,4 | 97 | 0,889 |
| 4002 | 138 | 52 | 68 | 20,90 | 1,080 | 24,657 | 22,2 | 81 | 0,889 |
| 2805 | 135 | 54 | 63 | 21,80 | 1,102 | 26,822 | 6,6 | 86 | 0,889 |
| 2792 | 125 | 51 | 62 | 21,89 | 1,112 | 25,444 | 10,0 | 79 | 0,889 |
| 2758 | 127 | 47 | 61 | 22,34 | 1,038 | 20,176 | 9,0 | 96 | 0,889 |
| 2814 | 127 | 31 | 65 | 20,08 | 1,097 | 26,688 | 6,6 | 100 | 0,889 |
| 3786 | 123 | 52 | 65 | 20,84 | 1,112 | 26,442 | 9,8 | 94 | 0,889 |
| 2817 | 135 | 54 | 66 | 23,41 | 1,084 | 25,233 | 12,0 | 83 | 0,889 |
2.5.3. Технология проведения гидравлического разрыва пласта
1) Геологической службой управления составляется информация установленной формы для расчета ГРП.
2) Составляется программа проведения ГРП по результатам расчета на ЭВМ.
3) На территории скважины подготавливается площадка для размещения оборудования и агрегатов по ГРП.
4) Устанавливается специальное устьевое оборудование на скважине.
5) Мастер КРС передает скважину ответственному по ГРП соответственно акта для проведения ГРП установленной формы.
6) Размещение агрегата и оборудования производится инженером ГРП согласно приложенной схеме.
7) Проводится испытание на герметичность устьевого оборудования, манифольдов и соединений нагнетательных линий от агрегатов к скважине под давлением 700 атм. в течении 10 мин.
8) При установлении герметичности соединений в скважину подается чистая загеленная жидкость разрыва для осуществления ГРП. Свидетельством достижения разрыва является увеличение приемистости скважины по диаграмме на компьютере.
9) После достижения разрыва в скважину, согласно программе, нагнетается от 10 до 40 м3 чистой загеленной жидкости разрыва.
10) За жидкостью разрыва производится закачка загеленной жидкости с подачей расчетной дозы проппанта от 100 до 900 кг/м3 до определенной стадии объема закачки по намеченной программе при давлениях до 450 атм. Для закрепления трещин закачивается 4-30 т проппанта.
11) Непосредственно за смесью проппанта и жидкости закачивается жидкость продавки в объеме до кровли пласта. Управление процессом ГРП осуществляется с пульта управления и по радиосвязи.
12) Темп нагнетания жидкости выдерживается расчетный, в пределах 3-7 м3/мин. в зависимости от геолого-промысловых данных пласта.
13) Скважина оставляется на распад геля, на 24 часа под остаточным давлением, с регистрацией изменения давления в виде графика на ЭВМ.
14) В процессе ГРП ведется непрерывная регистрация следующих параметров: давления нагнетания, темпа закачки, затрубного давления, количества пропанта, плотности жидкости, количества химреагентов. Регистрация параметров ведется одновременно в виде графика на экране ЭВМ, записи в памяти ЭВМ, записи на дискету, распечатки на принтере и записи в таблицу данных. Выдача документации по ГРП с ЭВМ производится в форме: сводки ГРП, графиков изменения параметров в процессе ГРП, графика изменения остаточного давления после ГРП. /4/.
Гидравлический разрыв пласта - в скважине, выбранной для ГРП, определяется дебит (приемистость), забойное и пластовое давление, содержание воды в добываемой продукции и газовый фактор. Осуществляются мероприятия по очистке забоя и ПЗП.
Хорошие результаты дает предварительная перфорация в узком интервале пласта, намеченном для ГРП. Для этих целей применяется кумулятивную или гидропескоструйную перфорацию. Такие мероприятия снижают давление разрыва и повышают его эффективность.
Проверяется герметичность эксплуатационной колонны и цементного кольца. Спускают НКТ (как можно большего диаметра для уменьшения потерь давления) с пакером и якорем. Пакер устанавливается на 5-10м выше разрываемого пласта против плотных непроницаемых пород (глина, аргиллит, алевролит). Ниже пакера устанавливаются НКТ (хвостовик). Длину хвостовика выбирают максимальной возможной для того, чтобы песок двигался к трещине и не выпадал в зумпф скважины.
Промывают и заполняют скважину до устья собственной дегазированной нефтью в нефтяных добывающих и нагнетаемой водой - в нагнетательных скважинах. После посадки пакера, опрессовку его производят путем закачки нефти или воды в НКТ при открытом затрубном пространстве. При обнаружении пропусков в пакере его срывают и производят повторную посадку и опрессовку. Если и в этом случае не достигается герметичность пакера, то его заменяют или изменяют место посадки.
Оборудование, необходимое для ГРП, расставляется персоналом бригады ГРП на площадке перед скважиной согласно технологической схемы, производится обвязка оборудования трубопроводами (для низкого давления мягкими рукавами, для высокого давления - стальными трубами) между собой, емкостями и скважиной. После закрепления всех трубопроводов производится их опрессовка на давление ожидаемое рабочее плюс коэффициент запаса, зависящий от величины ожидаемого рабочего (например, при ожидаемом рабочем давлении более 650 атм, коэффициент запаса будет равен 1,25). Производится приготовление рабочей жидкости разрыва путем перемешивания технологической жидкости, находящейся в емкостях, с химическими реагентами, повышающими вязкость. Продолжительность подготовки жидкости разрыва зависит от ее объема, качества и температуры. /7/
Процесс ГРП начинается с закачки жидкости разрыва в скважину с расходами и давлением, соответствующим рабочему проекту. Разрыв пласта отмечается падением давления закачки и увеличением приемистости скважины
Давление ГРП на забое скважины Рз определяется по формуле:
Рз=Рг+Бр, (2.1.)
где: Бр - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, МПа;
Рг - величина горного давления, определяется по формуле:
Рг=Н*р*10(ехр-5), (2.2)
где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;
р - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м3.
Давление ГРП на устье скважины Ру определяется по формуле:
Ру=Рг+Бр+Ртр- Рпл , (2.3)
где: Ртр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;
Рпл - пластовое давление, МПа.
После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин. .
Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.
Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80 до 130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.