37. Гидравлический разрыв пласта. Сущность, технология проведения, оборудование

ГРП - один из методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. После проведения ГРП дебит скважины, резко возрастает. Метод позволяет «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча нефти или газа традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Кроме того, в настоящее время метод применяется для разработки новых нефтяных пластов, извлечение нефти из которых традиционными способами нерентабельно ввиду низких получаемых дебитов. Также применяется для добычи сланцевого газа и газа уплотненных песчаников.

Технология осуществления ГРП при добыче нефти включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, в некоторых случаях вода, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва нефтеносного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии, как правило в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент — проппант, в карбонатных — кислота, которая разъедает стенки созданной трещины. Однако и в карбонатных коллекторах может быть использован проппант.

При добыче нетрадиционного газа ГРП позволяет соединить поры плотных пород и обеспечить возможность высвобождения природного газа. Во время проведения гидроразрыва в скважину закачивается специальная смесь. Обычно она на 99% состоит из воды и песка (либо пропанта), и лишь на 1% – из химических реагентов. Среди них ингибитор коррозии, понизители трения, стабилизаторы глин, химическое соединение, сшивающее линейные полимеры, ингибитор образования отложений, деэмульгатор, разжижитель, биоцид (химреагент для разрушения водных бактерий), загуститель. Для того, чтобы не допустить утечки жидкости для ГРП из скважины в почву или подземные воды, применяют различные способы изоляции пластов, такие как многоколонные конструкции скважин и использование сверхпрочных материалов в процессе цементирования.

При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс оборудования, в который помимо пакеров (шлипсовых и самоуплотняющихся ) и якорей входят насосные агрегаты АН-500 , 4АН-700, пескосмесительные машины 4ПА, автоцистерны для транспортирования жидкости разрыва 4ЦР и ЦР-20 , устьевая обвязка.

38. Состав и физико-химические свойства пластовой воды

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей)

Объемный коэффициент пластовой воды Ьв зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластового давления и температуры. Для пластовых вод нефтя­ных и газовых месторождений Ьв = 0,8-1,2.

Общая минерализация воды выражается суммой содержащихся в ней химических элементов, их соединений и газов. Ее оценивают по сухому (или плотному) остатку, который получается после выпаривания воды при температуре 105—110 °С. По размеру сухого остатка воды разделяются на пресные (содержание солей 1 г/л), слабосолоноватые (1—5 г/л), солонова­тые (5—10 г/л), соленые (10 — 50 г/л), рассолы (50 г/л).

Главные химические компоненты в подземных водах: хлор-ион С1~, сульфат-ион SO4", гидрокарбонатный и карбонатный ионы НСО3 и СО3", а также ионы щелочных и щелочноземельных металлов и оксидов: натрия Na, кальция Са, магния Мд, железа Fe и SiO2. Для подземных вод нефтегазовых месторождений характерно повы­шенное содержание йода, брома, бора, аммония и вблизи нефтяной зале­жи — нафтеновых кислот. По их химическому составу это обычно хлоридно-кальциево-натриевые рассолы с общей минерализацией 50 г/л и выше. Воды нефтяных месторождений бывают кислые и щелочные гидрокарбо-натно-натриевого и иногда хлоридно-сульфатно-натриевого состава.

При оценке подземных вод (для питания паровых котлов, хозяйствен­ных целей и т.д.) следует обращать внимание на жесткость воды, под кото­рой понимают свойство воды, обусловленное содержанием в ней солей кальция и магния: Са(НСО3)2, Mg(HCO3)2, CaSOH, CaCO3, СаС12, МдС12. Различают жесткость общую, характеризующуюся присутствием солей Са и Мд, постоянную, обусловленную содержанием солей Са и Мд, за исклю­чением бикарбонатов, и временную, определяемую наличием бикарбонатов Са и Мд.