УДК 622.276.66

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

Орлов Игнатий Иванович
Удмуртский государственный университет
бакалавр, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Аннотация
В данной статье рассмотрены пути совершенствования проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта.

Ключевые слова: , , , , , , , , , , ,

Keywords: crack, horizontal trunk, hydraulic fracturing, oil, stage, stratum


Рубрика: 05.00.00 ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ

Библиографическая ссылка на статью:
Орлов И.И. Совершенствование применения многостадийного гидравлического разрыва пласта // Современные научные исследования и инновации. 2017. № 5 [Электронный ресурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2017/05/82826 (дата обращения: 03.06.2017).

Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) в горизонтальных скважинах является одной из самых современных технологий в нефтяной и газовой отраслях. Отличие МГРП от обычного ГРП в состоит в том, что при МГРП проводят поочередно несколько стадий гидроразрыва. Это в свою очередь позволяет увеличить площадь дренирования скважины. Число стадий ГРП зависит от длины горизонтального ствола.

При проведении МГРП образуются длинные и широкие трещины, которые позволяют задействовать в разработку удаленные и низкопроницаемые части пласта, что позволит добиться в итоге увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). Одним из важных преимуществ так же является снижение вероятности быстрого обводнения жидкости.

Основные сложности проведения МГРП в первую очередь связаны с ограниченными условиями его применения. Технологию нельзя проводить в пластах с малой толщиной, так как при этом может произойти необратимый прорыв трещины в водоносные и газоносные горизонты, а так же в зоны водонефтяного и газонефтяного контактов.

Непредсказуемое направление действия суммарного вектора напряжений (вертикального и горизонтального) в горной породе так же является одним из недостатков МГРП. На глубинах свыше 800 метров вертикальное напряжение намного больше горизонтального стресса. Трещина в этом случае  будет стремится к вертикальному положению. Для определения геомеханических свойств низ бурильной колонны оборудуют различными датчиками [2, с.25].

Рассмотрим технологию проведения МГРП. Горизонтальный ствол скважины оборудуют специальными заколонными пакерами, которые разделяют ствол скважины на отдельные интервалы определенной длины. В каждом интервале есть оборудование, открывающее доступ для проведения гидравлического разрыва пласта. При проведении этой технологии в горизонтальный ствол скважины опускается хвостовик с циркуляционными муфтами и заколонными пакерами для изоляции интервалов. В процессе проведения ГРП в поток жидкости направляются шары калиброванного размера, начиная с шара самого малого диаметра, которые садятся в седла, расположенные в муфтах, и открывают их, обеспечивая взаимодействие с пластом для дальнейшего проведения ГРП. По окончании каждой стадии ГРП, сброшенный в скважину шар изолирует предыдущий интервал и открывает порты в хвостовике напротив следующего интервала обработки, что позволяет создать запланированное число трещин вдоль горизонтального ствола [1, с.53].

Для совершенствования и оптимизации технологии МГРП необходимо разрабатывать различные математические модели, а так же исследовать статистические модели. Рассмотрим следующие зависимости по месторождению Х.

Рисунок 1 демонстрируют накопленную добычу на одну скважину в зависимости от количества проведенных стадий многостадийного гидравлического разрыва пласта за первые шесть месяцев эксплуатации скважины. Так же на столбцам указан средний коэффициент продуктивности. Можно заметить, что продуктивность скважин зависит в меньшей степени от длины ствола.

Рисунок 1 – Зависимость накопленной добычи нефти и продуктивности от числа стадий ГРП.

Масса проппанта, закачанного в горизонтальный ствол в процессе ГРП, хорошо коррелирует с нефтенысыщенными толщинами эксплуатируемых пластов (рис. 2). В среднем за одну операцию по МГРП было закачано по 90т проппанта или 9 т/м нефтенасыщенной толщины.

Рисунок 2 – Зависимость массы проппанта Мпроп от нефтенасыщенной толщины Нэф.

 


Библиографический список
  1. Ю.В. Желтов, В.И. Кудринов, Г.Е. Малофеев, «Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах», ISBN 978-5-93972-812-6; 2011 г.
  2. Оптимизация компоновочных схем телеметрических систем для исследований в процессе бурения / В.В. Синица // Инженерная практика, 2012 г. №1.


Все статьи автора «Орлов Игнатий Иванович»


© Если вы обнаружили нарушение авторских или смежных прав, пожалуйста, незамедлительно сообщите нам об этом по электронной почте или через форму обратной связи.

Связь с автором (комментарии/рецензии к статье)

Оставить комментарий

Вы должны авторизоваться, чтобы оставить комментарий.

Если Вы еще не зарегистрированы на сайте, то Вам необходимо зарегистрироваться: