Зависимость оптимальной полудлины трещины

От проницаемости пласта

k 10-3 мкм2	100	10	1	0.5	0.1	0.05
L, м	40-65	50-90	100-190	135-250	250-415	320-500

 

Выбор типа жидкости гидроразрыва осуще­ствляется в соответствии с пластовыми условиями (ли­тологии, температуры, давления и т.п.). При этом учи­тывается совместимость выбранной жидкости с матри­цей пласта и пластовыми флюидами. При содержании в пласте водочувствительных глин необходимо исполь­зовать жидкость на углеводородной основе. Кроме это­го, такие жидкости обладают низким коэффициентом инфильтрации и способны создавать более протяжен­ные трещины.

Технологические жидкости для ГРП долж­ны удовлетворять следующим основным требованиям:

§ при минимальных затратах жидкости обеспечи­вать формирование трещин большой протяженности;

§ вязкость должна обеспечивать высокую несущую способность песка (проппанта), достаточную для транспортирования и равномерного размещения в тре­щине гидроразрыва расклинивающего материала и создания заданной раскрытости трещин;

§ обладать низким гидравлическим сопротивлени­ем и достаточной сдвиговой устойчивостью для обес­печения максимально возможной в конкретных гео­лого-технических условиях скорости нагнетания жид­кости;

§ не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

§ обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

§ легко удаляться из пласта после проведения про­цесса;

§ обладать регулируемой способностью деструктироваться в пластовых условиях, не образуя при этом нерастворимого твердого осадка, снижающего прово­димость пласта и не создающего должного распреде­ления расклинивающего материала в трещине гидро­разрыва.

Основными технологическими параметра­ми для контроля за процессом ГРП следует считать

§ темп и объемы закачки,

§ устьевое давление,

§ концент­рацию песка (пропанта) в суспензии.

 

В общем виде технология применения жид­кости для проведения ГГРП не отличается от техно­логии, используемой при ГРП. При проведении работ используемое оборудование включает цементировоч­ные агрегаты (ЦА-320М, ЦА-400, АН-700), пескосмесительные агрегаты (4ПА, УСП-50), блоки манифольдов (1БМ-700,1БМ-700С), емкости.

После проведения подготовительных опе­раций, включающих спуск и посадку пакера, установку арматуры, доставляют технологические жидкости, рас­клинивающий агент, производят расстановку назем­ного оборудования, проверку и опрессовку всех тру­бопроводов и пакера. Перед началом процесса делает­ся контроль технологических свойств жидкостей.

Системы на водной основе можно готовить в емкостях любого типа. Емкости для приготовления углеводородных систем обязательно должны быть зак­рытыми в целях безопасности и для исключения по­падания внутрь атмосферных осадков. В зимнее время емкости необходимо оборудовать системой обогрева.

После обвязки устья скважины нагнета­тельные трубопроводы спрессовываются на ожидае­мое давление при ГРП с коэффициентом запаса проч­ности:

Рабочее давление,

МПа -                                              <20 20-56 56-65 >65

Коэффициент запаса проч­ности -   1,5   1,4   1,3  1,25

 

Продолжительность выдержки под давлением не менее 3 мин.

При проведении гидрокислотных разрывов необходимо применение ингибиторов коррозии.

Выравнивание профиля приемистости нагне­тательных скважин

Работы по выравниванию профиля приеми­стости (расхода вытесняющего агента) в нагнетатель­ных скважинах направлены на регулирование процес­са разработки нефтяных залежей с целью увеличения охвата пласта заводнением по толщине, перераспре­деления объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытес­няющим агентом.

Перед осуществлением процесса проводят комплекс гидродинамических и геофизических иссле­дований, в том числе с применением индикаторов .

Для ограничения (отключения) воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы (зоны) по толщине пласта или пропластка проводят обработ­ки с применением временно изолирующих материа­лов (суспензии или эмульсии, осадкообразующие ра­створы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы КМЦ, ПАА и т.п.).

Во всех случаях должна быть предусмотре­на возможность восстановления первичной (до об­работки) приемистости разрабатываемого интерва­ла пласта.

В случае необходимости осуществляют рабо­ты по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых интервалов (пропластков).

 

---

Дата добавления: 2018-05-09; просмотров: 290; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!