CC BY
64TECHNICAL SCIENCES
HORIZONTAL WELL COMPLETION TECHNOLOGIES USING MULTISTAGE HYDRAULIC
FRACTURING
Egorova E.,
Astrakhan State Technical University, supervisor, associate professor
Romanenko N., Ermakov V.
Astrakhan State Technical University
ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ ДЛЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН С
МНОГОЭТАПНЫМ ГРП
Егорова Е.В.,
к.т.н., доцент, Астраханский Государственный Технический Университет
Ермаков В.А., Романенко Н.А.
Астраханский Государственный Технический Университет
Abstract
This paper describes the well production stimulation technologies using the method of Multistage Hydraulic Fracturing. This front-rank method is now considered as one of the most promising technologies in oil and gas industry.
Аннотация
В данной статье рассмотрены основные технологии интенсификации притока в скважину при использовании метода многостадийного гидроразрыва пласта. Данный метод увеличения притока пластовой жидкости является одним из самых перспективных направлений при добыче нефти.
Keywords: Multistage Hydraulic Fracturing, well production stimulation
Ключевые слова: многостадийный гидроразрыв пласта, интенсификация притока в скважину
Существует большое количество технологий для образования множественных трещин в пласте, к которым в последние годы добавляются много новых методов. Для образования большого количества трещин в скважине требуется большое количество времени. Наиболее эффективной будет технология, которая позволит снизить фактор «время/трещина». Снижение времени использования буровой и уменьшение количества спуско-подъемных операций (СТО) в перерасчете на одну трещину может позволить сэкономить много средств. Увеличение числа проводимых операций гидроразрыва пласта (создание многочисленных трещин в горизонтальных скважинах) в совокупности с повышением цен на нефть и газ являются причинами увеличения нагрузки на сервисный сектор нефтяной промышленности, особенно при недостатке моделирующих систем, установленных на баржах. Более экономным является проведение работ на буровой, однако могут возникнуть трудно-
сти с логистикой. Самым простым способом образования многочисленных трещин является использование проппантовых пробок (рис. 1). Данная технология широко применялась в Северном море на месторождении Валхалл (Норрис и др., 2001, Род-ригес и др., 2007) с применением очисток через колтюбинг, которые сочетались с проведением перфорирования последующих интервалов. Извлеченный проппант рециркулировался. Альтернативой использованию проппантовой пробки является бросание специального шара в посадочное седло в хвостовике. Для каждого последующего этапа обработки требуются шары и посадочные седла все больших размеров. Шары извлекаются на поверхность после завершения обработки пласта. Необходимость увеличения размера посадочного седла ограничивает число зон от 4 до 6, в зависимости от типа хвостовика и размера насосно-компрессорных труб (НКТ).
(D
©
Образование первой _ трещины
Первоначальные напряжения
О
Oh
«Пята» горизонтальной!
Увеличенне оъ вызванное повышает оь,
первыми двумя трещинами особенно около
изменяет знак напряжения ствола е
в околоствольной зоне скважины
- «Носок» горизонтальной
г
Высока степень •*— —* "— 1
извилистости и
сложности работы „_ щ щ | 1 т
трещины г
- -I 1—
) скважины
Третья трешина - изменение Первая поперечная
в направлении напряжения Вторая поперечная трешина в «носке»
создает продольную трещину трешина увеличение скважины около ствола скважины с эффективного давления возможным изменением азимута трещины в стороны от ствола н по направлению к соседним трещинам
Рис. 1.
Возможный вариант изменения знака напряжения в условиях многочисленных поперечных трещин
Существует ряд методов интенсификации притока (с использованием проппанта и кислоты), в которых используются пакеры и циркуляционные клапаны для обсаженных стволов. Некоторые технологии используются на правах собственности сервисных компаний, другие - общедоступны.
1. Раздельное перфорирование можно провести за один спуск за счет использования переключающегося детонатора. Альтернативно отдельные зоны могут быть простреляны с использованием рабочей колонны во время спуска отдельных циркуляционных клапанов (Дамгард и др., 1992). Та же колонна может затем быть использована для интенсификации притока из отдельных зон, с использованием затрубного пространства рабочей колонны для замера забойного давления. Такая компоновка широко использовалась в Северном море на меловом месторождении Южный Арне (Киполла и др., 2000, 2004), в бассейне Кампос в Бразилии (Нью-манн и др., 2006).
2. Циркуляционные клапаны могут работать как с рабочей колонной, так и с колтюбингом (при спуске для очистки скважины от излишка проп-панта). Циркуляционные клапаны могут работать как часть оборудования автоматизированной оснастки скважины, их можно открывать и закрывать дистанционно для последовательной интенсификации притока из скважины (Белларби и др., 2003). Данная технология больше применяется при кислотной обработке и обработке с использованием проппанта, когда проппант не вымывается после каждого этапа гидроразрыва. В некоторых системах используется посадочное седло для шара в компоновке с циркуляционным клапаном для гидравлической изоляции обработанного интервала снизу и открытия клапана. Посадочные седла (и
шары) имеют разные размеры, и по мере обработки более низких интервалов используется соответствующий размер. Некоторые системы позволяют обрабатывать до 10 последовательных зон. Такие системы помогают свести к минимуму количество СПО, если нет необходимости промывать скважину между интервалами. Возможно проведение многоэтапного гидроразрыва пласта (МГРП) без остановки закачки (сбрасывая шары в ходе работ), но это может вызвать преждевременное уплотнение проппанта. Пример работы циркуляционного клапана, активизируемого шарами, показан на рис. 2.
Такие пакеры и циркуляционные системы хоть и привлекательны для использования на более позднем этапе эксплуатации месторождения (изоляция нежелательного водо- и газопритока), но являются довольно сложными, а внутренняя колонна может ограничивать добычу. Чтобы избежать необходимости использования внутренней колонны в хвостовик можно установить (и зацементировать по месту) изоляционные клапаны (Кун и Мюррей, 1995). Вместо перфорирования используется телескопический поршень. Цементирование длинных горизонтальных скважин является трудным и дорогостоящим процессом. Чем больше длина интервала, тем выше плотность циркуляции и выше вероятность потерь. Образование каналов во время цементирования приведет к образованию плохого цементного камня. Для локализации трещин нужно качественное тампонирование, особенно при использовании поперечных трещин. На основании данных акустического каротажа цементирования (АКЦ), возможно, необходимо будет сместить расположение трещин, чтобы они не попали зону низкокачественного цементирования.
Рис. 2. Циркуляционные клапаны, срабатывающие при сбрасывании шара, используемые для интенсификации притока в горизонтальной скважине. Пример с обсаженным стволом
Существовала также тенденция не проводить цементирование и использовать технологии открытого ствола. Однако, актуальными остаются разобщение пластов и локализация трещин. Используются три основных метода, которые являются определенным компромиссом с технологиями заканчивания в обсаженном стволе.
1. Использование пакера для открытых стволов. Это может быть заколонный пакер (ECP), па-кер с разбухаемым эластичным элементом или механический пакер для открытых стволов (Силе, 2007) (аналогичный эксплуатационному пакеру для обсаженных стволов). Работу ЕСР и расширяющих
пакеров часто ограничивают значения дифференциальных давлений, которые требуются при проведении работ по интенсификации притока. Пакеры могут использоваться в паре (один в качестве резервного). Возможность появления близко расположенных трещин минимизируется наличием явления «тени» напряжения (Кросби и др., 1998). При использовании одиночного пакера между каждым клапаном большой участок затрубного пространства подвергается воздействию давления гидроразрыва, потому возможно образование большого количества трещин.
Рис. 3. Пример интенсификации притока с использованием пакеров для открытого ствола
Если требуется снизить количественное развитие трещин, пакеры можно расположить ближе друг к другу, оставляя пустые интервалы (рис. 3). Даже при этой конфигурации затрубное пространство имеет, по крайней мере, несколько метров открытого пространства для установки изолирующего клапана. При таком близком расположении пакеров существует риск возникновения трещин с другой стороны пакера. Клапаны, используемые для разрыва открытого ствола, представляют собой разновидность клапанов, которые используются для разрыва через обсаженную колонну, например, с использованием сбрасываемых шаров или систем гибких труб. Чтобы снизить количество близко расположенных трещин используются данные каротажных диаграмм для определения возможной глубины начала образования трещины с распространением данных трещин за счет проведения перфорационных работ или использования проп-панта.
2. Другой вариант - это использование сдвоенного пакера с рабочей колонной или гибкой НКТ. Пакеры устанавливаются по обе стороны (20-40 футов) от отверстия. Их можно переустанавливать и передвигать внутрискважинную компоновку вверх по стволу. Они не рассчитаны на большие давления и высокую скорость подачи флюида через гибкую НКТ. Данные пакеры подходят для проведения малых многоэтапных гидроразрывов, но возможность переустановки оборудования без значительных потерь времени позволяет проводит много разрывов за один спуск колонны.
3. Можно проводить работы по гидроразрыву пласта за счет использования гидрореактивной методики. Гидрореактивная форсунка спускается на гибкой трубе или рабочей колонне, через нее происходит размыв пласта, что способствует началу локального образования трещины. Существуют ряд авторских методик и систем. Преимущество использования форсунки состоит в том, что высокая скорость флюида на выходе из форсунки создает малое давление за счет эффекта присасывания как в струйном насосе. Давление в пласте снова возрастает по мере исчезновения реактивной силы. Понижение давления в скважине уменьшает возможность образования многочисленных трещин во
время проведения одиночной обработки. (Ист и др., 2005). Использование форсунки и гибкой трубы может лимитировать подачу флюида, хотя часть расхода можно компенсировать за счет ограниченной закачки по затрубному пространству. Проблема состоит в эрозии форсунки и внутрискважинного оборудования, хотя новые конструкции данного оборудования помогают решать эту проблему (Суряят-мадья и др., 2008). Можно также начать образовывать трещину с использованием гибкой трубы, а затем продолжить закачку через затрубное пространство данной трубы (Фусселл и др., 2006). Если возникает слишком большое эффективное давление, то вполне вероятно, что могут появиться трещины вне зоны, подвергаемой обработке.
Гидрореактивный метод может применяться в обсаженной колонне за счет размыва щелей в обсадной колонне и использования высокой скорости подаваемого песчаного раствора (пескоструйная обработка). Теоретически, образуемые щели качественно превосходят те, что получают методом перфорации, так как их можно образовать в более точном месте. Обработанные ранее интервалы можно перекрыть за счет тампонирования проппан-том (Ромерс и др., 2007). Даже при всех недостатках гидроразрыв в открытом стволе обходится значительно дешевле, чем проведение аналогичных работы в обсаженном стволе. Все описываемые технологии можно применять и при кислотном разрыве пласта. Некоторые системы (например, ограниченная перфорация), которые в первую очередь подходят для кислотного разрыва, могут также использоваться для проведения работ по интенсификации притока при помощи проппанта.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. Заканчивание скважин. - М.: Недра, 2000. - 669 с.
2. Шакуров А. Р. Современные методы борьбы с пескопроявлением при заканчивании скважин. // Инженерная практика. - 2010. - № 2 -С. 115-119.
3. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти: Учеб. Пособие для вузов. - М: ФГУП «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.
