CC BY
2
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ВЫРАБОТКЕ ОСТАТОЧНЫХ
ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ
Ф.Ф. Шамсутдинов, студент
Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал в г. Октябрьский (Россия, г. Октябрьский)
DOI:10.24412/2500-1000-2023-11-3-148-153
Аннотация. В данной статье рассматриваются принципы и результаты технологии, которая использует промыслово-геофизическое оборудование и аппаратуру и в обязательном порядке обеспечена достаточно серьезным информационным сопровождением. Также рассмотрим инновационную альтернативную дорогостоящим технологиям ре-фрака - МГРП «iFrac», которая на текущий момент является наиболее эффективным и быстрым способом повторного стимулирования ГС с целью доразработки остаточных запасов нефти.
Ключевые слова: добыча, пласт, гидроразрыв пласта, скважина, хвостовик, режим работы.
Большинство нефтегазовых месторождений находятся на той стадии разработки, когда проблематичным становится вовлечение в эксплуатацию новых залежей углеводородного сырья и остро обозначается задача повышения рентабельности эксплуатации уже существующего добывающего фонда.
В настоящее время существует множество методов увеличения нефтеотдачи, основанных на физических, химических, тепловых, акустических, волновых принципах при воздействии на пласт и на его призабойную зону. Совершенно очевидно, что многообразие и специфика геолого-технических условий, связанных с особенностями строения нефтегазовых коллекторов и текущим состоянием их разработки, требует оптимального режима интенсификации, и, как показывает опыт, необходим некий комплексный вариант такого подхода.
При проведении работ подобного рода существует слабая сторона, связанная с отсутствием или недостаточно глубоким информационным сопровождением технологий интенсификации [1]. Зачастую это не более, чем априорная информация об общей промысловой ситуации, и тем более - отсутствие контроля процессов обработки призабойной зоны пластов, позволяющего контролировать как сам процесс, так
и его результат в режиме реального времени. Промысловая геофизика в настоящее время занимает значимое место в перечне методов ОПЗ, направленных на интенсификацию добычи нефти. В основном - это взрывные способы и физические методы имеющие волновую природу.
Материалы и методы
На сегодняшний день рынок нефтесер-висных услуг в области гидроразрыва предлагает достаточно большое количество технологий и подходов к проведению повторных МГРП.
Одним из важнейших этапов для реализации повторных ГРП является подготовка скважины, включающая в себя:
- фрезерование седел и шаров (если данные работы не были
- проведены перед запуском скважины в работу);
- промывка скважины;
- шаблонировка хвостовика фрезом на винтовом забойном двигателе;
- очистка ствола скважины шламоуло-вителем [2].
Результаты
В рамках оценки внедрения технологии повторного стимулироания МГРП ^гас» было принято решение провести опытно-промышленно испытание на скважине №1914Г, 19 куст, месторождение N.
Геолого-технические данные по скважине №1914Г:
- пласт: АВ2;
- компоновка заканчивания: Равнопро-ходные хвостовики, ГРП с ГПП;
- дата запуска из бурения с МГРП: сентябрь 2020 г.;
- масса пропанта: 6 интервалов по 30 тонн;
- пусковой режим при вводе: Qж -43,3 м3/сут; Qн - 26,8 т/сут; обв. - 26,6%;
- режим. до ГТМ: Qж - 11,3 м3/сут; Qн -7 т/сут; обв. - 26,3 %;
- планируемый режим после ГТМ: Qж -28 м3/сут; Qн - 15,9 т/сут; обв. - 33%;
- накопленная добыча: жидкости 4501 м3/сут; нефти 3091 т/сут.
Проведением повторного ГРП занималась подрядная организация ООО «Катконефть», проведено 4 стадии, закачано по 60 т на каждую стадию.
Для того, чтобы убедиться, что интервалы проведения ГРП 1 и 2 стадий разные, необходимо произвести сравнение параметров точки закрытия, определенных по Мини ГРП.
Так, при проведении Мини ГРП 1 -й стадии от 18.01.2021 г. получены следующие параметры точки закрытия: КГР = 120 атм, чистое давление = 73,3 атм, эффективность жидкости = 38,3%, градиент напряжения = 14,08 кПа/м, забойное давление закрытия (минимальное напряжение песчаника) = 406,3 атм [3].
о.е 1.г 1,в
Время О Нолти
Рис. 1. Параметры точки закрытия 1 стадии Мини-ГРП
Параметры точки закрытия, полученные при проведении Мини ГРП 2-й стадии, показали кардинально другие значения: КГР = 203 атм., чистое давление = 118,5 атм., эффективность жидкости = 68,1 %, градиент напряжения = 12,8 кПа/м, забойное
давление закрытия (минимальное напряжение песчаника) = 370,2 атм.
Таким образом, очевидно, что 1 -я и 2-я стадии были проведены на разные интервалы пласта, что является основанием считать МГРП 1-й стадии успешным [1, 2].
1.5 2,0 2,5 3.0
Воэмя G Нолти Рис. 2. Параметры точки закрытия 2 стадии Мини-ГРП
Рис. 3. Динамика изменения давления закачки ОГРП (4 стадии)
Рис. 4. Динамика изменения давления закачки ОГРП (4 стадии)
Выводы
По итогам выполненных операций ми-ни-ГРП и ОГРП 4-х стадий получены параметры КГР, которые свидетельствуют о росте напряжений при после каждой стадии ГРП.
Первая трещина ГРП, после набивки проппанта и жидкости ГРП является своеобразным проводником, для перехода на другую зону при проведении ГРП 2-й стадии. Рост напряжений, переход после каждой стадии ГРП на следующую менее вы-
работанную зону способствует возникновению новых трещин ГРП и наиболее полному охвату горизонтального ствола стимуляцией (МГРП) [3].
После запуска скважины в работу через 1 месяц эксплуатации параметры работы по скважине составили:
1. Дебит по жидкости Qж-49 м3/сут;
2. Дебит по нефти Qн-20 т/сут;
3. Обводненность W-50%.
Режим работы по скважине №1914Г в период с сентября 2019 г. по февраль 2021 г. показаны на рисунке 5.
2100 |
У У У 4 У У У У У <?' У У У У у У Рис. 5. Режим работы по скважине до и после повторного МГРП
Таким образом, первые опытно-промышленные работы, проведенные по вышеуказанной технологии «iFrac» показали свою технологическую и экономическую эффективность. Фактические данные по дебитам нефти и жидкости превысили ожидаемые.
Подтверждения
В рамках перехода на этап тиражирования данной технологии было выбрано 27 скважин для проведения операций по повторному стимулированию.
При выборе скважин кандидатов были использованы критерии, описанные в регламенте по выбору скважин для проведения ГРП на месторождениях ООО «ЛЗС». К наиболее значимым критериям подбора относятся:
- динамика изменения дебитов жидкости, нефти во времени;
- текущая обводненность добываемой продукции, и ее изменение во времени;
- текущее пластовое давление равное 0,6 Рнач.
Таблица 1. Режим работы по скважине до и после повторного МГРП
Na M-m Ку«т Щ Cin Jicii Р Pi* К ОС. > О. Q*. ое.Ч От. О/к 00
onwn ГРП VK >«•« ч т./«ут ЧЛ/О/Г S
1 T-P 11 1039Г «•р 17 MfPfV4"10 T 280 114.42 ОД 37.4 -4 " 3* 117 41 <4 13.4 м
17 1241Г • V17 Mmvr«i 280 216.4 0J07 И.» -4 301 1«0 78 4.» 34.2 83,3
1 t-p 17 uur •4 14 М*РП-3'20т 280 222 42 0.229 33.8 1 342 10 30 4.9 23.9 78
4 T-P 17 3491Г ftlU V-РП -З'ЗОт 2SO 232.39 0.127 72.8 1 236 120 77 2.8 17.7 17
5 t-p 17 3492Г Mip IS MTH -4*40 • 280 262 :: 3.208 «1.6 •4 33 3 »4 34 6.9 30.4 73.9
С T-P 21 ПИТ •«Mil "РП- 1*40 T 280 227.1* ш «2.4 •4 33.» 113 «4 2.4 143 71.8
7 T-P 1« ммг »«г 11 VffVJ^T 280 249 J 3.204 Зв.2 •4 24» 17 «7 6.3 27.4 72.«
S T-P 21 Э012Г ЭКГ 18 МГРП-3*40 T 280 222.43 0.142 33.2 -4 37.4 96 33 3 17,2 66.2
» _и_ 8 am- fit IS мгрп-ечгт 270 2Ш 3.098 63.4 2.39 263 92 S3.» 1.3 10,4 79,7
10 и is 181ST ■иол 13 УГРП -3*30 а» K7J4 цм 7.9 -4 49 S ■м 38 1.7 1М цз
11 и 4 418Г до 19 V-РП- 340- 270 24« 4* 0.0М «8 1 444 я 9.4 12.1 1«.2 »7
12 и 17 1710Г ten 1» МГРП- 3*12? 270 280.77 0 048 3) 3 -43 1*1 49.3 419 1.3 13 М.1
11 и 1 81К -0« 18 1 МГРП rtfT 270 23238 0.117 30.9 27.« 41 32 1.4 12.3 «8.1
14 Т-Р 42 2077Г МГ-1» МГРП-З'бОт 280 210.23 0.127 33.7 -4 20.6 46,8 46,3 7.4 16.6 43.8
15 Т-Р S 1311Г 19 МГРПЗ'бОт 2SO 233 07 0.071 33.4 -0.2 16.1 23.3 309 4.3 7.3 31.2
1С т •* 3 1310Г дек 13 МГРП •!'«' 280 26121 ОМ »7.« 1 247 37.8 4S1 9.3 U 9.8
17 и г 3«- «чр1» V-РП -7"33 т 270 2Z-. а 3 0*9 «8.0 -4 3 IX «3.4 33 4 7.3 17,2 30.3
11 и ■ маи.19 [мжПвчвт- щя МО» 7».« 43 ш 92.« 11 3.2 17.» 7».4
1» и 17 17 иг «в" 1» МГРП -3*70 Т ST 22 т 32 0.32 9.8 -4 103 94.7 «2.9 7.9 10.» 13.1
20 и 23 2317Г onrlS М*РЛ-4'40т 270 207.82 0.1 49.1 -4.3 19« 37.8 Мб 4.1 13.6 63.4
" и 16 1619Г аеч19 МГРП-З'ЗОт 294 273 73 0.04 ЗОЛ -4 23 79.3 63 3 3.4 7.4 43.9
22 Т-Р 8 »909Г •ip 20 МГРП-З'ЗЗт 280 183 04 019 30 9S 1 9.7 22.8 433 «.3 10.3 2«
:з и 1 ri «зг uim 20 1 MTPfV»"40f 280 260 9 о.ос 13.32 1 19.4 111 9 111 «.1
Эффективность методов повторного МГРП зависит от длительности ремонта скважины, вовлечения дорогостоящего эксклюзивного оборудования, безаварийности работ и конструкции самой скважины, где в ряде случаев есть технологические ограничения при повторном МГРП.
Основная часть расходов при проведении рефрака приходится на подготовку скважины, а именно работу КРС. Было проведено сравнение затрат по предлагаемому методу и по технологии 2-х пакерной системы. Данные по затратам представлены на рисунке 6.
Фрезеровалне фрад портов - 13% Проработка ГС - 7% СПО пакера - 8% Провеленне МГРП - 72% Рис. 6. Затраты на проведение повторного МГРП
Стоимость работ в первом случае значительно ниже (на 86,6 млн. руб.) по сравнению со второй технологией.
Согласно экономическому расчету, проведенному в модели добычи, ожидае-
мый прогнозный эффект за ближайшие 5 лет составит 10,34 млн. долларов при применении технологии «iFrac».
Библиографический список
1. Экономидес М., Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике / М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. - 236 с.
2. Волохин А.В., Ладягин В.Г., Волохин В.А. Ведение процесса гидроразрыва пласта и гидропескоструйной перфорации: учебник. - М.: Академия/Профессиональное образование, 2017. - 191 с.
3. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 212 с.
IMPROVEMENT OF TECHNOLOGIES FOR THE DEVELOPMENT OF RESIDUAL
RECOVERABLE OIL RESERVES
F.F. Shamsutdinov, Student
Ufa State Petroleum Technical University, branch in Oktyabrsky (Russia, Oktyabrsky)
Abstract. This article discusses the principles and results of a technology that uses field-geophysical equipment and equipment and is necessarily provided with sufficiently serious information support. We will also consider an innovative alternative to expensive refrac technologies -MGRP "iFrac", which is currently the most effective andfastest way to re-stimulate HS in order to further develop residual oil reserves.
Keywords: mining, formation, hydraulic fracturing, well, shank, operating mode.
