CC BY
169
УДК 622.276.66
Анализ применимости повторного многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах
К.В. Цивелев1*, К.В. Смирнов1, Д.Н. Михайлов1
1 ООО «Газпромнефть-Восток», Российская Федерация, 634045, Томская обл., г. Томск, ул. Нахимова, д. 13а, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. Нефтегазовая отрасль в последнее время столкнулась с проблемой снижения продуктивности горизонтальных скважин с нецементируемым хвостовиком в компоновке оборудования для многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). Число подобных скважин с каждым годом растет. Если в 2013 г. в ООО «Газпромнефть-Восток» был проведен один МГРП, то к настоящему моменту фактически запущено по фонду 15 подобных скважин, на двух из которых был проведен кислотный МГРП. Соответственно, актуален поиск решений для проведения эффективных повторных стимуляций пласта на существующих компоновках. Предлагается в этих целях применять химические отклонители (блокировка существующих трещин изолирующим составом), малогабаритные хвостовики, селективные пакеры (англ. cup-to-packer), а также технологии Spot Frac (отсечение зон двухпакерной компоновкой) и «слепого» МГРП.
В настоящей статье исследованы горизонтальные скважины с нецементируемым хвостовиком, на которых ранее проводился МГРП. Работа выполнена в целях анализа потенциально возможных методов повторной стимуляции скважин с МГРП, выбора подходящей методики для апробации, подбора скважин-кандидатов в периметре деятельности компании, а также расчета прироста дебита. В связи с этим проанализирован фонд горизонтальных скважин, на которых проводился МГРП; изучены существующие методики повторного МГРП; выполнены аналитические расчеты для подбора скважин-кандидатов.
Кроме того, рассмотрены результаты проведения повторного «слепого» МГРП. Так, в июле 2017 г. в рамках поиска решений проведен «слепой» МГРП на одной из горизонтальных скважин. При запланированных трех стадиях по 70 т проппанта на первой стадии основного ГРП произошла преждевременная технологическая остановка закачки. При этом после нормализации забоя, спуска установки электроцентробежного насоса и запуска скважины получен прирост добычи нефти 4,2 т/сут. Такой результат позволяет заключить, что при правильном подборе скважин-кандидатов и технологической успешности повторного МГРП возможно получить еще больший прирост, чем в данном случае.
В последнее время нефтегазовая отрасль России столкнулась с серьезной проблемой падения продуктивности горизонтальных скважин, имеющих компоновки с нецементируемыми хвостовиками для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП). Некоторые из этих скважин - потенциальные кандидаты для интенсификации добычи методом повторного многостадийного ГРП. В настоящее время повторные ГРП широко применяются на вертикальных скважинах, и в большинстве случаев их эффективность доказана теоретически и практически, при этом готовых решений в случае повторной стимуляции горизонтальных скважин, на которых раннее проводился многостадийный ГРП, нет.
Существует несколько принципиально разных подходов к проведению повторного многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, а именно использование:
• малогабаритного хвостовика (подразумевается спуск малогабаритной компоновки в горизонтальную часть ствола);
• химического отклонителя (стадии ГРП разделяются с помощью специальных пробок, основанных на добавке химического отклонителя в жидкость ГРП);
• пакера многократной установки (технология англ. Spot Frac), при этом устройство имеет возможность работать и в режиме гидропескоструйной перфорации, и в режиме ГРП;
• селективного пакера (технология англ. Cup-to-Packer);
• «слепого» многостадийного ГРП.
Ключевые слова:
горизонтальная
скважина,
повторный
многостадийный
гидроразрыв
пласта,
компоновка
с нецементируемым
хвостовиком.
Аналитический расчет дебита горизонтальных скважин
Для аналитического расчета потенциала горизонтальных скважин с многостадийным ГРП применяется множество моделей. К примеру, Г. Гуо и У Эванс рассматривают аналитическую модель притока однофазной жидкости в горизонтальную скважину с системой трещин; эффект многофазного течения учитывается по фазовым проницаемостям [1]. Р.Н. Хорном и К.О. Теменгом получено полуаналитическое решение данной задачи методом точечного источника; модель позволяет учитывать интерференцию трещин и, соответственно, снижение продуктивности каждой трещины [2]. Среди отечественных разработок можно выделить методику М.М. Кабирова и Г. А. Шамаева, используемую для определения дебита горизонтальной скважины с поперечными трещинами ГРП, расположенной в полосообразном и анизотропном пласте [3]. На месторождениях ООО «Газпромнефть-Восток» наибольшую сходимость теоретических расчетов с фактическими результатами показала методика Х. Ли, Цз. Цзя, Цз. Вэйя, основанная на методе гидравлических сопротивлений; расчет подразумевает горизонтальную скважину, пересекаемую системой вертикальных трещин без учета притока непосредственно в ствол [4]. Согласно последней методике ожидаемые параметры
Qx, м3/сут
Рис. 1. Расчет потенциального дебита скв. 110Г после повторного многостадийного ГРП: индикаторная кривая (программное обеспечение IHS PERFORM)
по скв. 110Г Шингинского месторождения на июнь 2017 г. при стимуляции ее повторным многостадийным ГРП составили: дебит жидкости Q.m = 47 м3/сут, обводненность W = 78 %, дебит нефти QK = 8,6 т/сут (при рабочих параметрах на тот же момент Qx = 6,7 м3/сут, W = 70,7 %, QK = 1,7 т/сут).
Также расчет проводился в программной среде IHS PERFORM (рис. 1). При целевом забойном давлении в 50 атмосфер ожидаемые параметры составили: Q.m = 51 м3/сут, W = 78 %, QK = 9,3 т/сут.
«Слепой» многостадийный ГРП
С учетом ранее отфрезерованных портов ГРП, низкого значения QK и высокого потенциала прироста скв. 110Г была выбрана для проведения повторного «слепого» многостадийного ГРП. Названная технология выбрана с учетом имеющихся возможностей автономного месторождения. Принято решение о проведении трех стадий ГРП по 70 т проппанта. При этом перед каждой стадией планировалось выполнить серию из трех мини-ГРП для заполнения наиболее отработанных зон и фокусировки основной работы ГРП на порт, наименее отработанный за время эксплуатации скважины с начала разработки.
15.07.2017 проведено заполнение скважины в объеме 5 м3. Далее выполнено замещение в объеме 18 м3. По результатам анализа принято решение проводить мини-ГРП согласно утвержденной программе: закачано 56 м3 жидкости ГРП с 2 т проппанта фракции 20/40. По результатам мини-ГРП (таблица) принято решение провести основной ГРП по пересчитанной программе.
В этот же день проведен основной ГРП: с поверхности закачаны 47 т проппанта, из них в пласт размещены 37 т, в стволе скважины оставлены 10 т. На 54-й минуте при вхождении в пласт смеси с проппантом в концентрации 636 кг/м3 произошел резкий скачок давления до 600 атм, насосы остановлены (рис. 2).
Результаты мини-ГРП
Параметр План Факт
Эффективность жидкости ГРП, % 45 74
Эффективное давление разрыва, атм 95 115
Пластовое давление по анализу Хорнера, атм 200 190
I 70 § 60
Л 50
700
40 30 20 10
Давление в НКТ:
— канал 1
— канал 2
— затрубное давление
— концентрация проппанта на забое
500 §
400
300
200
100
0
60 70
Время, мин
Рис. 2. График закачки для основного ГРП: НКТ - насосно-компрессорная труба
600
0
Вероятные причины технологической остановки во время закачки основного ГРП:
1) образование разветвленной сетки мелких трещин, не позволивших получить необходимый раскрытый объем для размещения смеси с концентрацией проппанта более 630 кг/м3, что привело к преждевременному пересыпанию интервала вхождения в пласт;
2) отфильтровывание части буферной смеси через сеть открытых фрак-портов и раскрытие в одном из портов трещины, параметры которой оказались недостаточными для размещения запланированного объема проппанта, что привело к преждевременному закупориванию.
Полученные результаты
В связи с невозможностью полной нормализации забоя (автономное месторождение, отсутствие флота с гибкой НКТ) принято решение нормализовать забой силами бригады капитального ремонта скважин до полного поглощения жидкости. В результате проведенных работ удалось нормализовать забой до одного порта многостадийного ГРП, далее произвели спуск установки электроцентробежного насоса и запустили скважину в работу. Несмотря на получение технологической остановки во время закачки основного ГРП, используя данную технологию, все-таки удалось
Рис. 3. Параметры работы скв. 110Г с начала разработки
простимулировать пласт, вследствие чего в первый месяц (июль 2017 г.) после повторного «слепого» ГРП скважина работала в следующем режиме: Q.m = 26,8 м3/сут, W = 73,7 %, QH = 5,9 т/сут. По истечении трех месяцев работы скважины прирост QH держался на уровне 4 т/сут нефти по отношению к остановочным параметрам (рис. 3).
***
Результат «слепого» ГРП в горизонтальной скважине позволяет сделать вывод, что при правильном подборе скважин-кандидатов и технологической успешности повторного многостадийного ГРП возможно получить еще больший прирост Q¡í, чем в описанном случае. В ООО «Газпромнефть-Восток» на данный момент есть и другие скважины-кандидаты, которые прошли согласование ожидаемого прироста ~ 10 т/сут. В зависимости от экономических обстоятельств со временем планируется опробовать также технологии Spot Frac и Cup-to-Packer, которые потенциально рентабельны при условии успешной реализации и достижения ожидаемого прироста дебита нефти.
Список литературы
1. Guo G. Inflow performance of a horizontal well intersecting natural fractures / G. Guo, R.D. Evans // SPE Production Operations Symposium, Oklahoma city, OK, USA, 21-23 March, 1993. - Paper SPE 25501. -DOI: 10.2118/25501-MS.
2. Horne R.N. Relative productivities and pressure transient modeling of horizontal wells with multiple fractures / R.N. Horne, K.O. Temeng // Middle East Oil Show, Bahrein, 11-14 March, 1995. - Paper SPE 29891. -DOI: 10.2118/29891-MS.
3. Кабиров М.М. Решение задач при проектировании разработки нефтяных месторождений: учеб. пособие / М.М. Кабиров, Г.А. Шамаев. - Уфа: УГНТУ, 2003. - 124 с.
4. Li H. A new method to predict performance of fractured horizontal wells / H. Li, Z. Jia, Z. Wei // International Conference
on Horizontal Technology, Calgary, Canada, 18-20 October, 1996. - Paper SPE 37051. -DOI: 10.2118/37051-MS.
Analysis of multi-stage hydraulic fracturing applicability for horizontal wells
K.V. Tsivelev1*, K.V. Smirnov1, D.N. Mikhaylov1
1 Gazpromneft-Vostok LLC, Bld. 1, Estate 13a, Nakhimova street, Tomsk, Tomsk Region, 634045, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Last time petroleum-and-gas industry has met a challenge of performance drop in case of horizontal wells equipped with not-cemented liners being parts of sets for multi-stage hydraulic fracturing (MSHF). Quantity of such wells increases each year. In 2013, there was only one MSHF done by the Gazpromneft-Vostok LLC, but up to now actually 15 named wells are kicked off, and two of them by acid MSHF. So, searching solutions for arrangement of efficient repeated bed stimulation using existing sets of equipment is topical. For that the following techniques are suggested: with a chemical diverter (blocking of cracks with an insulating mixture); with a small-scale liner; Spot Frac (isolation by a bipacker set); cup-to-packer; a "blind" MSHF.
This paper studies the horizontal wells with not-cemented liner where the MSHFs were carried out previously. The study is aimed at analysis of methods potentially possible for repeated stimulation of wells treated by MSHF, at selection of a technique and candidate wells appropriate for approbation, as well as at calculation of a flow rate increment. Thereby, a well stock of MSHF-treated horizontal wells and existing practices of repeated MSHF were analyzed; PACE (Performance Analysis by Continuous Evaluation) was carried out for selection of the candidate wells.
Also, the results of a repeated "blind" MSHF were studied. In July of 2017, within the scope of studies a "blind" MSHF was carried out at one of horizontal wells. Three stages, each using 70 t of proppant, were planned. But during the first stage a premature stop occurred. At that, after normalization of a bottom-hole, descending of an electric submersible pump and well kicking off an oil flow rate increment of 4.2 t per day was gotten. This result means that in case of right selection of wells and engineering success of the repeated MSHF the next increment could be greater.
Keywords: horizontal well, repeated multi-stage hydraulic fracturing, layout with a not-cemented liner.
References
1. GUO, G., R.D. EVANS. Inflow performance of a horizontal well intersecting natural fractures. In: SPE Production Operations Symposium proc. Oklahoma city, OK, USA, 21-23 March, 1993. Paper SPE-25501. DOI: 10.2118/25501-MS.
2. HORNE, R.N., K.O. TEMENG. Relative productivities and pressure transient modeling of horizontal wells with multiple fractures. In: Middle East Oil Show proc. Bahrein, 11-14 March, 1995. Paper SPE-29891. DOI: 10.2118/29891-MS.
3. KABIROV, M.M., G.A. SHAMAYEV. Problem solving at designing of oil field development [Resheniye zadach pri proyektirovanii razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy]. Ufa: Ufa State Petroleum Technological University, 2003. (Russ.).
4. LI, H., Z. JIA, Z. WEI. A new method to predict performance of fractured horizontal wells. In: International Conference on Horizontal Technology proc. Calgary, Canada, 18-20 October, 1996. Paper SPE-37051. DOI: 10.2118/37051-MS.
