Хаммер эффект при грп что это
Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП)
Отличие МГРП от 1- стадийного ГРП в том, что МГРП проводится поочередно, цикл за циклом, несколько гидроразрывов пласта с изучением механики горных пород.
МГРП в горизонтальных стволах скважин является хорошо известной технологией и является ключевый для добычи нефти и газа из низкопроницаемых пластов.
Увеличение боковой длины скважины в теории дает лучшую экономичность, так как более горизонтальный контакт с пластом приводит к увеличению EUR (предполагаемого предельного извлечения) и более высокий начальный дебит для каждой вертикальной скважины, которая уже капитализирована.
Но при увеличенной боковой длине возникают технические проблемы, поскольку радиус действия гибкой трубы ограничен трением об стенку корпуса или гильзы, а градуированные диаметры шарикового седла в конечном итоге становятся ограничением для работы.
С развитием горизонтального бурения стала широко применяться технология МГРП, предусматривающая непосредственное образование трещин на нескольких участках скважины.
Сегодня МГРП, как правило, используется в сочетании с другими технологиями для повышения нефтеотдачи, хотя постоянно совершенствуется.
Поскольку в технологии бурения МГРП разрабатываются более сложные и нетрадиционные пласты, используется технология заканчивания, чтобы эффективно разрушать и стимулировать несколько этапов вдоль горизонтального ствола скважины.
Рост операций МГРП увеличился благодаря технологии заканчивания, которая может эффективно размещать трещины в определенных местах в стволе скважины.
Размещая трещину в определенных местах в горизонтальном стволе скважины, можно повысить накопленную добычу за более короткий промежуток времени.
Ограничивающие технологии при заканчивании горизонтальных скважин замедлили этот рост в некоторых применениях на коллекторах (например, на коллекторах, которые требуют определенной обработки ГРП через определенные промежутки времени, чтобы сделать их экономически выгодными для добычи).
При разработке сложных низкопроницаемых коллекторов с низкой проницаемостью неадекватность стандартного МГРП стала очевидной, поскольку каждая новая трещиноватая зона должна быть отделена от предыдущей металлическим или составным шаром.
Диаметр этих шариков уменьшается от зоны к зоне, в результате чего способ, которым эти скважины построены, делает невозможным более 10 операций по разведке.
Метод МГРП с цементированием
Этот тип заканчивания включает цементирование эксплуатационной колонны в горизонтальном стволе скважины, и пробку и перфорацию / стимуляцию.
Механическая изоляция в обсадной колонне достигается установкой мостовых заглушек с использованием откачки по проводной или гибкой трубе (CT) с последующим перфорированием и последующим разрывом скважины для обеспечения доступа к резервуару.
Цемент способен обеспечить механическое отклонение в затрубном пространстве, а мостовая пробка обеспечивает механическое отклонение внутри вкладыша.
Затем этот процесс повторяется для числа стимуляций, требуемых для горизонтального ствола скважины.
После того, как все этапы пройдены, продолжается бурение составных пробок, таким образом восстанавливая доступ к носку горизонтального ствола скважины.
Добыча с использованием этого метода также может быть ограничена, поскольку цементирование ствола скважины закрывает многие из естественных трещин и трещин, которые в противном случае могли бы внести вклад в общую добычу.
Petroleum Engineers
Вы здесь
многостадийный грп в горизонтальных скважинах
Контекст
Вы в проектах разработки как планируете горизонты по азимуту располагать? Желательно по направлению развитию трещины, если планируете МГРП. в таком случае расчет элементарный. если перпендикулярно, то с ППД намучаетесь и трещины будут иметь очень низкий CFD.
Спасибо большое за совет
. если перпендикулярно, то с ППД намучаетесь и трещины будут иметь очень низкий CFD.
Очень низкий FCD? А почему, если не секрет?
Fcd=kfwf/(kXf)
Fcd безразмерная проводимость трещины
kfwf проводимость трещины
k проницаемость пласта
Xf эффективная полудлина трещины
Нету в этой формуле параметра, отвечающего за направление трещины относительно направления ствола, поэтому утверждение, что Fcd ниже, непонятно.
Рассказывали об ОПР на одном из месторождений ЗС.
Бурят гориз нагнетательные вдоль стресса, делают МГРП опять же вдоль ствола, накачивают. В процессе роста давления меняется направление страса на 90град.
Далее в том же направлении параллельно бурят горизонт добывающие, МГРП, но разрыв уже происходит перпендикулярно стволу.
Тем самым обеспечивают больший охват добывающими скважинами при этом не обводняя их встречными трещинами из нагнетательных.
А может было всё совсем не так. Если кто был ближе уточните детали и расскажете о результатах.
Да, но это только в том случае если вы не планируете заводнение.
Fcd=kfwf/(kXf) Fcd безразмерная проводимость трещины kfwf проводимость трещины k проницаемость пласта Xf эффективная полудлина трещины Нету в этой формуле параметра, отвечающего за направление трещины относительно направления ствола, поэтому утверждение, что Fcd ниже, непонятно.
забыли про отношении высот примерно 2*Rw/Hf для горизонта при перпендикулярном расположении, это убивает CFD. и делает трещину практически неэффективной. в вертикальных стволах этот параметр принимается равным 1. поэтому его и забывают.
Любое расположение горизонта перпендикулярно стрессу приведет либо к неэффективной закачке либо к прорывам и преждевременному обводнению.
Для газовых скважин (shale gas) в Пиндоссии делают перпендикулярные трещины т.к. проницаемость по газу в этих пластах про другое и ППД нет)))
Опять же, зависит от расстояния между скважинами, при редкой сетке и низких свойствах, это скорее во благо, т.к. в противном случае фронт волны давления от нагнетания воды может и не дойти до добывающих скважин, а приемистость резко снизиться из-за низкой скорости продвижения фронта давления в пласте и роста давления в призабойной зоне.
В маломощных низкопроницаемых никакого смысла. Да и добычу отттуда вести тоже смысла нет, если экономика добычи не пляшет.
Трещины поперек не обладают высоким FCD в связи маленьким отношением 2*Rw/Hf поэтому охват может и будет, а вот дебита нет
Коллега вверху писал формулу ее надо уточнить:
Fcd безразмерная проводимость трещины
kfwf проводимость трещины
k проницаемость пласта
Xf эффективная полудлина трещины
Rw радиус скважины
Hf высота трещины (принимаем ее равной общей мощности пласта)
Так вот эта 2*Rw/Hf величина гораздо меньше единицы и измеряется в сотых, а то и в тысяных долях. отсюда и снижение FCD.
Поясните пожалуйста про Rw на реальном примере.
Есть вертикалка и горизонталка. Hf одинаковый.
На основании чего принимается значение Rw в том и другом случае?
Речь же не о радиусе по долоту. (
При наших проницаемостях (там, где приходится делать ГС с МсГРП) Fcd почти всегда находится в зоне бесконечной проводимости. Поэтому скважины что вдоль, что поперек прекрасно моделируются без учета Fcd, при этом никаких системных ошибок не возникает. Да я и не понимаю откуда они возьмутся.
Формула эта мне тоже неясна. Что с ней будет например если представить ГС с МсГРП как несколько скважин с ГРП?
Поднимаю данную тему потому что в настоящее время размышляем о развороте сетки на месторождении в Зап-Сибири.
Проницаемость 1-2 мД. Разрабатываем ГС с 6-8 стадийными МГРП. Трещины были вдоль ствола. Дебит в 2 раза ниже ожидаемого.
Сейчас первая развернутая скважина на ВНР. Выглядет не плохо. Но пока жидкость после МГРП выходит.
Если есть возможность подскажите статьи с мат. обоснованием эффективности поперечных трещин над продольными.
И как объяснить, что ППД неэффективно при данном проекте разработке на данном объекте?
Буду благодарен за любой материал по данной теме. sez07@mail.ru
Таким образом, если разрабатывать без ППД, то лучше трещинами поперек ствола, чем и занимаются наши сланцевые друзья.
Подскажите пожалуйста, по каким признакам можно определить, что трещина развивается вдоль ствола, а не поперек?
Для анализа есть только данные о проведении ГРП. График закачки, isip, хаммер и т.д
Направление страеесов, исследования не берем в рассчет. Только информацию, полученную при проведении.
Можно микросейсмику использовать
Из своего опыта работы на месторождении с построенной 3Д геомехнической моделью могу сказать, что если ГС пробурена вкрест близлежащему разлому, то трещина ГРП также будет идти параллельно разлому и, соответственно, перпендикулярно ГС. При мониторинге ГРП на такой скважине с помощью разновременных замеров температуры в месте иницилизации трещины ГРП будет локальное повышение температуры.
Результат термометрии будет весьма неоднозначный. Даже если предположить, что вы можете отличить локальную аномалию от размазанной, как будет работать ваш подход если трещина прошла под углом 5 градусов?
Но это чисто теоретические вопросы, потому что нужно ого-го как с МсГРП скважиной поупражняться, чтобы прописать что-либо в ГС.
Результат термометрии будет весьма неоднозначный. Даже если предположить, что вы можете отличить локальную аномалию от размазанной, как будет работать ваш подход если трещина прошла под углом 5 градусов?
В жизни бывают разные ситуации. В том числе и тот, о котором Вы упомянули. Многое будет зависить от соотношения вертикального, максимального и минимально горизонтального стресса. Я не знаю, какие геомеханические условия дейтсуют на изучаемом объекте.
Сам лично с этим не встречался. Но знакомые геомеханики рассказывали мне про ситуацию, когда в случае низкой анизотропии максимального и минимального горизонтального стресса (менее 2%), трещина ГРП в ГС всегда располагалась вдоль ствола скважины независимо от азимута ГС.
Позволю себе поразмышлять. На мой взгляд, наиболее неблагоприятная ситуация для корректного мониторинга трещины ГРП будет наблюдаться в том случае, когда угол между ГС и близлежащим осноным разломом составляет 45 градусов. Или когда направдение трещины будет иметь изломанный профиль.
Но это все чисто теоретические вопросы.
Но это чисто теоретические вопросы, потому что нужно ого-го как с МсГРП скважиной поупражняться, чтобы прописать что-либо в ГС.
Жизнь вообще трудная штука. Но люди делали же как-то подобные вещи.
Хаммер эффект при грп что это
Библиографическая ссылка на статью:
Бобков Д.О. Проблемы, возникающие при проведении ГРП, и возможности их решения // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 7 [Электронный ресурс]. URL: https://web.snauka.ru/issues/2017/07/84111 (дата обращения: 09.12.2021).
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из широко применяемых на сегодняшний день методов, позволяющим увеличить количество дополнительно добываемой нефти. Данный метод не только интенсифицирует выработку геологических запасов за счет устранения зон с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами и улучшения гидродинамической связи между скважиной и пластом, а также между отдельными прослоями пласта, но и существенно расширяет зону дренирования скважины, вовлекая в разработку плохо вырабатываемые интервалы и зоны с низкой проницаемостью и высокой неоднородностью коллектора, что позволяет достичь более высокого конечного коэффициента извлечения нефти (КИН).
Однако при осуществлении ГРП не всегда удается достичь желаемого результата, а порой операция гидроразрыва и вовсе может дать отрицательный эффект. Это связано, прежде всего, с необходимостью тщательного планирования операции гидроразрыва с использованием максимального количества промысловых данных и проведением ряда исследований, что зачастую не выполняется должным образом либо вовсе игнорируется. В результате в процессе проведения ГРП либо уже после окончания операции возникают разного рода технологические проблемы, резко снижающие эффективность мероприятия, и которых можно было бы избежать при более полном планировании.
Основными факторами, приводящими к снижению эффективности ГРП во времени, являются: снижение пластовой энергии при несоответствии добывных возможностей скважин с ГРП фильтрационным характеристикам пластов и систем ППД; резкое снижение фазовых проницаемостей по нефти в недонасыщенных и переходных зонах пласта при увеличении скорости фильтрации пластового флюида в притрещинной зоне; низкая начальная проводимость трещины из-за ошибок в проектировании технологических операций; вынос проппанта из трещины пластовым флюидом в процессе разработки; кольматация трещины неразложившимся гелем; переток из газо-, водоносного или высокопромытого пропластка по созданной трещине, а также прорыв фронта нагнетания по созданной трещине и, как следствие, резкий рост обводненности добываемой продукции. [1]
Все вышеперечисленные факторы снижают эффективность ГРП и продолжительность эффекта, что приводит к существенному как технологическому, так и экономическому ущербу от применения этой технологии. И если воздействие первых трех факторов можно снизить путем оптимизации системы разработки и дизайна ГРП, то остальные факторы требуют применения дополнительных технологических решений для уменьшения риска недостижения эффекта от ГРП.
Вынос проппанта
Сравнение степени вклада каждого из вышеперечисленных факторов показывает, что наибольшую опасность для снижения продуктивности скважин после ГРП представляет вынос проппанта из трещины. Результатом явления выноса проппанта в процессе освоения или эксплуатации скважины может стать не только быстрый износ скважинного оборудования в результате абразивного воздействия, но и уменьшение проводящей ширины трещины в результате снижения эффекта расклинивания, вплоть до ее полного схлопывания.
Как показывает практика, в большинстве случаев вынос проппанта из пласта является достаточно продолжительным явлением. Однако нередки случаи, когда поступление проппанта из трещины носит весьма кратковременный характер. Предполагается, что причиной продолжительного выноса проппанта является неустойчивое состояние проппантной массы в трещине, обусловленное движением гранул проппанта в результате воздействия высоких скоростей фильтрующихся пластовых жидкостей и газа. Таким образом, уменьшение депрессии на продуктивный пласт (главным образом за счет увеличения забойного давления) и, как следствие, скорости фильтрации флюида в пласте, позволяет снизить интенсивность проппантого выноса. Причиной краткровременного характера выноса проппанта является возможность его вымывания из призабойной зоны пласта, в результате чего возникает значительная вероятность смыкания трещины вблизи ствола скважины, что, несомненно, сильно скажется на эффективной проводимости трещины. [1]
Высокий фактор опасности данной проблемы совместно с высокой частотой ее проявления обусловили разработку и создание множества технологий и способов предотвращения выноса проппанта из трещины. Например, технология PropNET, суть которой заключается в закачке в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое заполняет промежутки между частицами проппанта, что обеспечивает более высокую устойчивость проппантной набивки [2]. Однако наибольшее распространение получило использование RCP-проппанта. Так, применение RCP рассматривается как основной метод закрепления проппанта в призабойной зоне пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» [3]. Основной его особенностью является наличие на поверхности проппанта отвердителя из фенолформальдегидной смолы.
Для проведения ГРП на объектах с температурой ниже 50 °С используют 2 варианта закрепления:
1) термозакрепление – повышение естественного температурного фона различными химическими реагентами, например, ПСК-2 (пеносолевая композиция) и МS-1 (кислотная композиция). Как правило, повышение температуры происходит в результате экзотермической реакции;
2) сшиватели – увеличение скорости и степени сшивания полимерных цепочек вводом химических реагентов-сшивателей (катализаторов, например, Fore LK- 11).
Термозакрепление RСР-проппанта (или «спекание») начинается, как правило, при давлении 69 атм и выше. В настоящее время выпускаются магниево-силикатные проппанты, покрытые смолой с температурой «спекания» от 50 °С. Проппант марки RСР покрыт олигомерами формальдегидных смол. Инициация полимеризации олигомеров (термозакрепление покрытия RCP-проппантов) происходит при повышении температуры до 50, 75, 100 °С и выше, в зависимости от типа RCP покрытия.
Основное назначение термозакрепления – закрепление RCP-проппанта в трещине после проведения ГРП, а также после закачки или отсыпки RCP-проппанта за счет увеличения адгезии зерен проппанта между собой. Термозакрепление может применяться как вспомогательная операция для снижения выноса проппанта [1]. Ввиду того, что возможные остатки геля ГРП в трещине влияют на качество адгезии зерен RCP и снижают способность покрытого проппанта к закреплению, необходимо свести данную возможность к минимуму. Это можно реализовать дополнительным применением деструкторов геля [4] либо использованием жидкостей ГРП, не загрязняющих трещину и ПЗП химическими остатками.
Кольматация неразложившимся гелем
Жидкость разрыва, оставшаяся в пласте после ГРП, оказывает негативное влияние не только на закрепление проппанта в трещине, но и на продуктивность скважины в целом. В качестве основы жидкостей разрыва применяются, как правило, гели гуаровой смолы с добавлением сшивателя и брейкера-деструктора полимеров. Нередки случаи, когда после размещения в трещине проппантной массы полимер остается неразрушенным. В результате образуется гелеобразная масса, характеризующаяся сверхвысокими значениями вязкости. Эта трудноудаляемая масса может заблокировать не только пространство трещины, но и пространство призабойной зоны. Другими недостатками данных жидкостей являются высокая фильтратоотдача и недостаточная песконесущая способность, высокие потери давления на трение при закачке высоковязкого геля. Решением служит применение в качестве жидкостей ГРП более совершенных составов. К ним можно отнести высокоструктурированные гелирующие комплексы «Химеко-В» [5], кислотный состав ФЛАКСОКОР110 [6], низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW [2]. Применяются незагрязняющие пласт жидкости, такие как ClearFrac, которая не требует деструктора, и Diamond FRAQ – вязкоупругая жидкость для проведения ГРП, обладающая эксплуатационными свойствами полимерной жидкости [7].
Прорыв воды по трещине ГРП
Несмотря на большое множество различных технологий и модификаций ГРП, расширяющих области его применения, эта технология не может быть реализована повсеместно. Одним из основных факторов, ограничивающих область применения ГРП, является близость водонасыщенных прослоев. В настоящее время существует ряд технологий ГРП с ограничением притока воды. Можно выделить три основных направления технологических решений в данной области, зарекомендовавших себя в качестве эффективных:
— ограничение неконтролируемого роста трещины в высоту путем снижения эффективного давления, достигающегося путем применения маловязких жидкостей разрыва: применение линейных гелей специальных составов ClearFRAC (вязкоэластичные жидкости ГРП) и FiberFRAС (жидкости ГРП с применением волокон);
— ограничение увеличения высоты трещины при отсутствии достаточной контрастности горизонтальных напряжений между пропластками за счет создания проппантных барьеров: BracketFRAC, J-FRAC, метод искусственного клина – NewCo Well Service.
— установка химических барьеров: закачка реагентов, снижающих относительную фазовую проницаемость для воды – модификаторов фазовой проницаемости (МФП): AquaCon, Cw-Frac, WCA-I, WLP-3700 и другие.
Данные направления можно разделить по условиям применимости: в случае тонких глинистых пропластков между продуктивными и водонасыщенными пластами применяются технологии ограничения высоты трещины, а в случае близости водонефтяного контакта и в высокообводненных скважинах – МФП. [8]
ClearFRAC – бесполимерная система на основе воды с добавлением вязкоупругих поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые изменяют реологию жидкости благодаря их способности формировать различные структуры в растворе. Данная система используется в качестве жидкости разрыва. В присутствии солевого раствора молекулы ПАВ прилипают друг к другу с формированием длинных черве- и дорожкообразных структур (мицелл), которые удерживают проппант. Благодаря этому система обладает высокой песконесущей способностью, при этом вязкость жидкости кратно ниже вязкости стандартного геля на основе гуара (150 сПз). Отсутствие в составе жидкости полимера также способствует сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта ввиду отсутствия загрязнения неразложившимся гелем.
Механизм контроля роста высоты трещины при применении жидкости FiberFRAC схож с системой ClearFRAC: снижение содержания в жидкости ГРП полимера для уменьшения величины избыточного давления. Чтобы избежать неравномерного распределения проппанта внутри трещины, вызванного оседанием частиц под действием силы тяжести, добавляют специальные волокна, которые препятствуют процессу оседания. Другим результатом применения добавки является улучшение транспортировки проппанта, что является критическим фактором в системах с низкой вязкостью. В трещине волокна разлагаются под действием пластовой температуры и не влияют на проводимость проппантной пачки.
J-FRAC – технология, предусматривающая закачку смеси твердых материалов различной размерности, которая закачивается между буферной и проппантной стадиями или одновременно с буферной жидкостью. Крупные частицы предназначены для создания механического моста на глинистых барьерах, в то время как мелкие частицы устраняют утечки между крупными.
МФП могут присутствовать в трещине ГРП двумя способами: как покрытие проппанта и как добавка к жидкости ГРП. В ходе проведения операции ГРП модфикаторы могут добавляться на любой стадии закачки. Концентрация МФП в общем объеме жидкости разрыва (без «продавки») обычно составляет 1-2 %, однако содержание модификаторов в жидкости можно увеличить до 12% в зависимости от проницаемости пласта. Принцип их действия основан на изменении смачивающих свойств породы за счет осаждения (адсорбции) полимера на стенках поровых каналов: полимерная цепь молекулы МФП при реакции с водой формирует сильные водородные связи с молекулами воды и создает гидравлическое сопротивление в каналах притока флюидов в скважину. Эти технологии представляют наибольший интерес для месторождений, где распространены объекты с наличием водоносных горизонтов и ВНК и для значительной доли скважин характерна высокая обводненность. [8]
Вывод
Необходимо помнить, что проектирование ГРП является ответственным процессом, от которого зависит не только успешность проведения мероприятия, но и эффективность разработки объекта в целом. Существует ряд причин, по которым операция гидроразрыва может оказаться технологически и экономически убыточной, однако также существует ряд технологий, способов и технологических приемов, позволяющих при правильном планировании избежать возможных проблем, связанных с проведением данного мероприятия.