CC BY
52АНАЛИЗ МИРОВОГО ОПЫТА ПРОВЕДЕНИЯ ГТМ, ПРИМЕНИМЫХ НА АЧИМОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ УРЕНГОЙСКОГО НГКМ Вотчель В.А.
Вотчель Виталий Андреевич - студент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: классическим решением для эффективной разработки ачимовских залежей является бурение скважины с проведением в ней ГРП. Однако данный способ не охватывает осложненные условия, более эффективным может оказаться бурение горизонтальных и субгоризонтальных скважин с проведением множественных гидравлических разрывов пласта. Целью данной статьи является изучение опыта применения технологии МГРП в горизонтальных скважинах и рассмотрение технологических решений по внедрению различных типов компоновки МГРП.
Ключевые слова: многостадийный гидроразрыв пласта, горизонтальная скважина, муфта ГРП, Уренгойское месторождения, цементируемая муфта.
Примеры реализации технологии МГРП компанией «Schlumberger». По отчетам компании «Шлюмберже» было обработано более 2500 скважин. Первая операция была проведена в 2002 г. При этом максимальная длина хвостовика составила 2070 метров с максимальное количество стадий составило 10. Максимальное количество проппанта на скважину составило 1750 т. Работы были проведены на скважинах с максимальной температурой пласта 200 градусов Цельсия. Операции были проведены в США, Канаде, Мексике, Аргентине, Африке и Китае. Согласно предоставленной информации в среднем коэффициент продуктивности был увеличен в 4,2 раза.
Ниже приведены конкретные примеры мировой практики внедрения технологии многостадийного ГРП по доступным публикациям.
В работе [1] представлены некоторые результаты проведения МГРП на сланцевых месторождениях США. На рисунке 1 представлены кросс-плоты добыча-геологические запасы, разработанные по скважинам с МГРП в отложениях Bakken в Северной Дакоте.
Ргойисйоп УБ. БТ001Р
5ТОО|Р (МЬЫ)
Рис. 1. Кросс-плот добыча-геологические запасы. Скважины с МГРП в отложениях Bakken в
Северной Дакоте [1]
Как видно из графика, при сопоставлении результатов по 828 скважинам коэффициент множественной детерминации 0,26, при коэффициенте корреляции 0,51 свидетельствующем о наличии связи.
На рисунке 2 представлена зависимость, построенная по выборочной совокупности из 132 скважин.
Production vs. Rank (Best Wells)
120
п
а 100 »
с
а W
£ 60 U-^-r ------'
I 40 • *• » * * * * • • — » • . Ф N=132
у 20 Л лт^ гТ. '» » * •
•* * *• » , 1^ = 0.59
§ Correlation Coefficient ■ 0.77
<
0 1 2 3 4 5 6 Rank 7 8 9 10
Рис. 2. Кросс-плот добыча-ранг скважины. Скважины с МГРП в отложениях Bakken в
Северной Дакоте [1]
Как видно из графика, зависимость не установлена, о чем свидетельствует коэффициент множественной детерминации, однако связь между геологическими запасами и входным дебитом установлена.
Примеры реализации технологии МГРП компанией « ШеаЛегАзЫ»
В мае 2012 г. на сланцевом месторождении Баккен в Северной Дакоте начались полевые испытания новой муфты диаметром 114,3 мм, активируемой шаром, которая затем была запущена в серийное производство в конце 2012 г. В общей сложности, по состоянию на май 2014 г., в скважинах были установлены около 970 таких новых муфт, включая 75 % в открытом стволе и 25 % с последующим цементированием. На сегодняшний день максимальное количество ступеней ГРП, выполненных с помощью новой цементируемой муфты 114,3 мм, достигает 45, в которых все муфты активировались с помощью шаров размером 84 мм, а полнопроходной внутренний диаметр после гидроразрыва составил 88,9 мм. С 2014 г. для этой уникальной муфты предлагаются растворимые шары с номинальным дифференциальным давлением 68,9 МПа, применение которых исключает перерывы в добыче в результате прихвата шаров для ГРП в скважине [3].
В работе [2] представлены 3 конкретных примера применения новой технологии в скважинах, пробуренных в крупных сланцевых или газовых низкопроницаемых песчаных коллекторах в США. Пример 1 - это применение системы многоступенчатого заканчивания в открытом стволе, а примеры 2 и 3 - системы заканчивания с новыми цементируемыми муфтами. Пример 3 описывает некоторые рабочие вопросы, такие как выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва, а также методы их решения и интерпретации.
Пример № 1 - система заканчивания в открытом стволе скважины.
Скважина в штате Нью-Мексико была пробурена горизонтально до 5134 м по стволу при фактической вертикальной глубине 2289 м в Пермском бассейне. В открытый ствол скважины был установлен хвостовик 114,3 мм с новыми муфтами и пакерами для открытого ствола. Общее количество ступеней заканчивания составило 28 (27 новых муфт + муфта на забое), они изолировались пакерами для открытого ствола со средним интервалом между ними 71,6 м. Выполнялась индивидуальная обработка каждой из 28 зон при расходе 0,13 м3/сек и закачкой проппанта в объеме 5663 м3, растворенных в пресной воде с концентрацией 842 кг/м3, на каждую ступень при максимальном давлении 51,7 МПа.
В данном случае все 28 ступеней были успешно обработаны при среднем времени обработки 1 час на зону, в то время как при использовании метода Р-п-Р (установка пробки и перфорация) среднее время составляет 4 часа на зону. Вытеснение каждого
шара к необходимой муфте выполнялось при расходе 3,0 м /мин. При достижении шаром муфты инерция его движения была недостаточной для ее открытия, и жидкость обходила шар, приводя к повышению давления из-за ограничения потока приблизительно на 0,7 МПа. В этот момент скорость нагнетания увеличивалась, и на шаре образовывался перепад давления, достаточный для открытия муфты. После открытия муфты шар падал на вновь образованное седло и создавал уплотнение, давление резко поднималось при захвате флюида внутри кольца индикации давления. После достижения достаточно высокого уровня перепада давления на кольце происходил разрыв кольца, обеспечивая канал к нужной зоне открытого ствола, что сопровождалось падением давления. В этот момент можно было начинать стимуляцию данной зоны [2].
Пример № 2 - цементируемая система
Скважина в пласте Эскондидо была пробурена горизонтально до глубины 3455 м по стволу при фактической вертикальной глубине 1879 м, являющемся пластом песчаника с сухим газом в плотных породах. Этот пласт разрабатывался еще до открытия свиты Игл Форд. Было выполнено цементирование хвостовика 114,3 мм с 32 ступенями (31 новая муфта + муфта на забое) в участке бокового ствола 6 % дюйма с трубной надставкой 114,3 мм до поверхности. Средняя длина зоны составила 45,7 м.
Пример № 3
Была пробурена горизонтальная скважина до глубины 4395 м. по стволу при фактической вертикальной глубине 2386 м в сланцевом пласте Три Форкс, расположенном в бассейне Виллистон. Выполнено цементирование хвостовика 114,3 мм с 46 ступенями в участке бокового ствола 152,4 мм с надставкой 114,3 мм до поверхности. Средняя длина зоны составила 40,5 м. Жидкости для ГРП для каждой ступени включали гель № 10, загущенный линейным полимером, на основе КМГПГ, гель № 20, загущенный линейным полимером, на основе КМГПГ, и геля №20 загущенного сшитым полимером.
Из-за сложностей, вызванных выпадением расклинивающего агента, данные работы по гидроразрыву в скважине были разделены на две части: одна для ступеней 1-19 при скорости гидроразрыва 4,0 м3/мин на ступень, а вторая для ступеней 20-46 при скорости гидроразрыва 6.3 м3/мин на ступень. Оба раза выпадение расклинивающего агента из жидкости гидроразрыва происходило на этапе работ по гидроразрыву на ступенях 1-19. На рисунке 3 показаны типовые индикации открытия муфты и график обработки для данного примера.
Рис. 3. Типовые признаки открытия муфты и график обработки [2]
29
Новые муфты доказали свою эффективность при проведении работ по гидроразрыву с неограниченным количеством ступеней в варианте с цементируемыми муфтами и открывают уникальные перспективы для добычи сланцевого газа/газа низкопроницаемых пластов в будущем. Хотя эти муфты могут использоваться и в открытых стволах, при цементировании обеспечивается большая длина трещин разрыва и возможность контроля мест страгивания каждой трещины, что является главной инновацией в технологии гидроразрыва пласта. Ниже представлены основные характеристики и преимущества новых муфт для ГРП.
• Обеспечивают возможность интенсификации притока в практически неограниченном количестве зон благодаря максимальной близости внутреннего диаметра к колонне труб, в которой они устанавливаются в случаях применения в открытом стволе скважины и с использованием цементирования.
• Один размер шара устраняет необходимость в разбуривании седел.
• Большой внутренний диаметр снижает трение в муфте, обеспечивая более высокую эффективность интенсификации.
• Обладают большей эффективностью и конкурентными ценами в сравнении с применением методов с установкой пробок и перфорацией.
• Одноствольная конструкция снижает требования к гидравлической мощности и повышает эффективность работ при использовании меньшего количества оборудования для интенсификации.
• Устраняют необходимость в расфрезеровывании седел шаров после гидроразрыва, так как они исчезают после интенсификации, повышая эффективность при одновременном сокращении времени бурения и сопутствующих расходов.
• Возможность устранения выпадения расклинивающего агента из жидкости разрыва без внутрискважинных работ.
• Снижение рисков в области ОТ, ПБ и ООС при использовании в меньшем объеме оборудования, рабочей силы, транспорта и времени на объекте.
Компания EniCongo обратилась к решению МГРП по технологии «StageFRAC» компании Шлюмберже, когда столкнулась с большими проблемами на своих месторождениях у побережья Республики Конго в Западной Африке. Эти истощающиеся месторождения все еще содержат значительные запасы в низкопроницаемых (10 мД) консолидированных пластах, разработка которых с помощью традиционных методов интенсификации притока малорентабельна. Ранее на месторождениях компании EniCongo интенсификация притока осуществлялась путем проведения солянокислотной обработки скелета пористой среды для достижения отрицательных значений скин-фактора [3].
Компания Eni выбрала систему StageFRAC для обработки трех обсаженных и перфорированных скважин на месторождении Китина. В них было выполнено восемь ГРП с проппантом. Рабочие жидкости перекачивались со вспомогательной баржи на морскую платформу с ограниченным палубным пространством. Из-за этого, запасов на барже хватало на обработку только двух зон, и ей приходилось периодически совершать рейсы для их пополнения.
Первой обрабатывалась скважина KTM W6 ST. Обрабатывающая жидкость закачивалась в две из трех зон по специальному хвостовику без остановки насосов. После обработки нижнего интервала сбрасывался шар, который изолировал зону. Затем открывалась следующая зона. Третья зона обрабатывалась отдельно.
Операторов на суше привлекает возможность последовательной и эффективной обработки всей скважины, включающей несколько целевых зон разного качества. Оператор SaudiAramco закончил 5000-футовый горизонтальный участок скважины в Саудовской Аравии открытым стволом, проходящим через восемь зон различной проницаемости. Зона 1 характеризовалась повышенной проницаемостью, поэтому инженеры сочли ее основным объектом добычи нефти [3].
Первая скважина была закончена с применением технологии StageFRAC в июне 2002 г. С тех пор технология была применена для заканчивания более чем 2750 интервалов общей протяженностью более чем 381 км необсаженного ствола и более 200 миллионов фунтов 90,7 т. проппанта было закачано через системы StageFRAC. Технология была применена в различных пластах по всему миру, от карбонатных пластов на Ближнем Востоке до терригенных коллекторов на шельфе Западной Африки и скважин с газоносными глинистыми коллекторами в Северной Америке [3]. Выводы
Зарубежный опыт проведения МГРП значительно превосходит российский, однако системного подхода для определенных геолого-физических условий не разработано, для одного месторождения параметры ГРП могут значительно отличаться, что свидетельствует о адресном планировании данной операции в пределах одной залежи.
Следует отметить технологию компании компанией «Weatherford» позволяющую проводить ГРП без использования шаров разного диаметра, что аналогично раздвижным портам. Как показал опыт компании инициирование более 40 трещин может быть выполнено достаточно успешно, однако технологические показатели в данном работе оставлены без внимания что не позволяет сделать вывод о рациональности такого подхода. Аналогичные показатели можно отметить и по опыту российских компаний, которые определяют технологическую эффективность по статистическим данным без применения специальных исследований.
Список литературы
1. Robin S. Pilcher Kelsey McArthur, John Hohman, Peter J. Schmitz. Ranking Production Potential Based on Key Geologikal Drivers - Bakken Case Study. IPTC 14733.
2. Фенг Ян, Эрик Блантон, Джэми Инглсфиль. Системы многоступенчатой интенсификации, использующие шар одного размера и не требующие проведения внутрискважинных работ, увеличивают объем воздействия на пласт и исключают необходимость в разбуривании: анализ конкретных ситуаций. SPE-171183-RU. 13 с.
3. Бардер Аль Матар, Маджди Аль Мутава, Мухаммад Аслам, Мохаммад Дашти, Джитендра Шарма, Бьюн О.Ли, Х. Риккардо Соларес, Том С. Немек, Джейсон Суорен, Лорес Теальди Матар. Индивидуальный подход к проектированию гидроразрыва пласта. «Нефтегазовое обозрение». № 3, 2008. С. 4-19.
