CC BY
89
ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТЕЙ МЕТОДА ПЕННО-ПРОППАНТНОГО КИСЛОТНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА
Д.Д. Козявин, магистрант Т.Г. Денисенко, магистрант
Удмуртский государственный университет, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцириева (Россия, г. Ижевск)
DOI: 10.24411/2500-1000-2020-11605
Аннотация. В данной статье исследованы основные методы модернизации технологии кислотного гидроразрыва пласта (КГРП) для месторождений Удмуртии. Рассмотрены основные проблемы КГРП в нынешних реалиях. Рассмотрен опыт применения пен-но-проппантного кислотного ГРП на месторождениях ООО «Башнефть-Добыча». Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП), Кислотный гидроразрыв пласта (КГРП).
Кислотный ГРП, с начала двадцатых годов постепенно смещает прочие методы стимуляции притока в структуре проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) на промыслах компании.
Более того, специалисты «Удмурт-нефть» и «ИННЦ» упорно ведут поиски наиболее эффективной технологии кислотного ГРП с целью получения наибольших притоков в карбонатных пластах месторождений компании, особенно учитывая, что более половины ее остаточных запасов приходится на трудноизвлекае-мые. Последние эксперименты с пенно-проппантными кислотными ГРП показывают их высокую эффективность.
При проведении КГРП, где в качестве жидкости разрыва используется соляная кислота, с помощью кислоты и высокого давления создается сеть трещин и каверн. Проппант, как правило, не закачивается вследствие высоких утечек и рисков получения преждевременного окончания работ, и получения «Стоп». Кислота используется для протравки каналов в горной породе. Из-за большого объема утечки и быстрой реакции кислоты с породой получить длинные протравленные каналы достаточно сложно. Однако кислотные ГРП оказались недостаточно эффективны для залежей смешанного типа. И опробование различных технологий для увеличения стимулированного объема пласта не давало необходимого результата. В связи с этим была сформулирована задача обоснования
и выбора оптимальных технологий ГРП для конкретных геолого-физических условий.
В настоящее время имеется несколько разновидностей ГРП в карбонатных объектах. Анализ мирового опыта показал, что при определенных условиях существует возможность успешного закрепления созданных трещин карбонатного коллектора проппантом. В работе [1] представлен метод расчета механических параметров горных пород по минералогии. Метод основан на оценке коэффициента хрупкости пород с учетом соотношения коэффициента Пуассона и модуля Юнга. Эти два параметра объединяются для того, чтобы отразить способность горных пород разрушаться при нагрузке (коэффициент Пуассона) и поддерживать разрыв (модуль Юнга). Данный метод отличается от других основанных на минералогии методов определения хрупкости, которые базируются главным образом на исследовании керна.
Преимущества использования петрофи-зической интерпретации по сравнению с исследованием керна заключаются в том, что обычно в границах слоев горных пород проводят акустический каротаж, а не отбор керна из интервалов, подвергаемых ГРП. Из данной концепции следует, что применение проппанта при ГРП предпочтительно в менее хрупких породах. Анализ данных акустического каротажа с использованием данного метода показал практическую возможность применения КГРП с
проппантом в карбонатных объектах месторождений, расположенных в северной части региона деятельности компании [2].
Проведение кислотных ГРП с закреплением проппантом представляет собой чередующуюся закачку кислотных пакетов на основе 15% или 18% соляной кислоты с закачкой сшитых гелей в качестве буфера и проппантных пачек при давлениях выше давления разрыва пласта. Испытанная в Башкирии данная технология позволяет получать начальные дебиты, выше чем на кислотных ГРП, а также при этом размещение проппанта в горной породе позволяет создать искусственный канал притока, что существенно увеличивает продолжительность эффекта от ГРП. В результате, если в начале прошлого года более 80% проведенных ГРП были проппантными с использованием геля на водной основе, и еще 20% - кислотные, то в начале этого уже 70% операций гидроразрыва приходится на кислотные ГРП с закреплением проппантом, и только 30% на другие варианты. Причем технология кислотно-проппантного ГРП успешно применяется как на наклонно-направленных скважинах, так и на горизонтальных скважинах с системой заканчивания, позволяющей проводить многостадийный ГРП.
Опыт показал, что эффективность применения технологии кислотного ГРП с закреплением проппантом снижается на пластах, чувствительных к воздействию воды, в том числе с пониженным пластовым давлением. Для оптимизации технологии было предложено в качестве опытно-промышленной работы проведение пенно-проппантный кислотных ГРП. Пена использовалась в качестве основной жид-кости-песконосителя, что позволило эффективно сократить общий объем закачиваемой жидкости, обеспечить лучший контроль фильтрации и ускорить запуск скважины. Пенный ГРП наносит меньшие повреждения пласту и проппантовой пачке, таким образом, улучшая производительность скважины [3].
В марте 2017 года были проведены первые работы по пенно-кислотному ГРП с закреплением проппантом на скважинах месторождений ООО «Башнефть-
Добыча». Эффективность от проведенных пенно-кислотных ГРП составила 22 т/сут. при плане 17,1 т/сут. Положительные результаты пилотных проектов дают компании возможность использовать полученный опыт на других активах. Технология пенно-азотного ГРП с закачкой проппанта и кислоты дала позитивный результат, но у нее есть свои преимущества и недостатки, поэтому мы продолжим испытания на скважинах, чтобы сделать вывод об ее эффективности.
В работе [4] обозначены проблемы нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти и ультра низкой продуктивностью, показаны причины интенсивного выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Магнитная обработка позволяет существенно уменьшить образование инкрустаций парафинов, асфаль-тенов и смол. Выявление лучших технологических решений с подтверждением теоретических обоснований опытно-промысловыми испытаниями позволяет планировать освоение запасов нефти, которые ранее считались нерентабельными. Процесс механизированной добычи нефти осложняется различными факторами по причине наличия тех или иных естественных природных компонентов в составе нефти, пластовой воде, попутно добываемом газе и их взаимодействие между собой при смешении, а также их негативное влияние на эксплуатацию ГНО используемого в процессах добычи нефти [5].
Заключение. Среди преимуществ применения пенно-проппантных КГРП и гидрофобных эмульсий с КГРП можно выделить следующие:
1. Пониженное содержание остатков полимера в трещине;
2. Большая эффективная протяженность трещины;
3. Более эффективная очистка скважины после ГРП;
4. Более быстрое освоение и вывод скважин на режим;
5. Повышенная проводимость трещины;
6. Совместимость азота с другими флюидами;
7. Снижение доли воды в рабочей жидкости уменьшает негативные эффекты,
связанные с миграцией мелкозернистых частиц или с разбуханием глинистых минералов в пласте;
8. Хорошие фильтрационные свойства жидкости;
9. Пена выступает как потокоотклони-тель. Отклонение достигается за счет образования и поддержания стабильной пены в более высокопроницаемых интервалах в течение всей обработки.
10. При добавлении гидрофобных эмульсий в раствор жидкости разрыва мы сможем оттянуть момент реакции кислоты с породой, достигнув более полного заполнения слабопроницаемых трещин кислотой, что в конечном итоге усилит глубину протравливания.
Как и любой метод, пено-проппантный
фобных эмульсий, обладают рядом недостатков:
1. Необходимость в дополнительном оборудовании (азотная установка);
2. Повышенное давление обработки из-за меньшего гидростатического давления;
3. Более высокие потери на трении из-за двухфазного потока;
4. Ограничение в использовании высоких концентраций проппанта;
5. Использование сжатого газа сопряжено с повышенным риском при закачке и отработке скважины - бригады требуют дополнительного обучения;
6. Обеспечение контроля качества пены на месте производства работ невозможны;
7. Высокая стоимость работ;
8. Сложность подбора реагента.
метод КГРП и метод применения гидроБиблиографический список
1. Rickman R., Mullen M. A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale, SPE 115258-MS, 2008.
2. Здольник С.Е., Некипелов Ю.В., Гапонов М.А. Внедрение новых технологий гидроразрыва пласта на карбонатных объектах месторождений ПАО АНК «Башнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №7. - С. 92-95.
3. Топал А.Ю., Усманов Т.С., Зорин А.М., Хайдар А.М., Горин А.Н. Применение ки-слотно-проппантного гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2018. - №3. - С. 34-37.
4. Епифанов Ю.Г. Анализ эффективного функционирования системы пласт - скважина - насос // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2019. - №5 (113). -С. 37-41.
5. Епифанов Ю.Г., Романько В.В. Анализ эффективности методов борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях // Сборник материалов. III Международная научно-практическая конференция «Современные технологии извлечения нефти и газа. Перспективы развития минерально-сырьевого комплекса (Российский и мировой опыт)», ФГБОУ ВО «Удмуртский государственный университет» Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева. 21-22 мая 2020. - С. 43-50.
- HayKU o 3eMne -
INVESTIGATION OF THE POSSIBILITIES OF THE METHOD OF FOAM-PROPPANT ACID HYDRAULIC FRACTURING
D.D. Kozyavin, Graduate Student T.G. Denisenko, Graduate Student
Udmurt State University, M.S. Gutsiriev Institute of Oil and Gas
(Russia, Izhevsk)
Abstract. This article outlines the main methods of modernizing the acid fracturing technology for the fields of Udmurtia. The main problems of acid fracturing in the current realities are considered. The experience of using proppant-foam acid hydraulic fracturing at the fields of OOO «Bashneft-Dobycha» is considered.
Keywords: hydraulic fracturing (HF), Acid fracturing (ACF).
