Технология концевого экранирования на месторождениях
реклама
Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири Александр Губский Москва, Российская Федерация Технология концевого экранирования может принести дополнительную прибыль при работе на некоторых пластах за счет уменьшения затрат и увеличения производительности скважин. Недавние примеры на нефтяных месторождениях Западной Сибири указывают на перспективность этого метода. Гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли. Эта технология была первоначально использована в США в конце 40-х годов для приобщения к разработке пластов с нарушенной проницаемостью возле ствола скважины и увеличения продуктивности скважин в низкопроницаемых коллекторах.1 С тех пор ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Основные трудности добычи из высокопроницаемых пластов обычно связаны с нарушением их коллекторских свойств вблизи ствола скважины в процессе бурения. При этом чем выше проницаемость пласта, тем эти нарушения могут быть значительней. Фильтрат бурового раствора образует глинистую корку на стенке скважины, а также проникает в прискважинную зону, нарушая сообщаемость между скважиной и пластом. Эта проблема часто может быть решена путем соответствующего перфорирования скважин, но в высокопроницаемых коллекторах, обычно сложенных слабыми породами, перфорационные каналы не выдерживают горного давления и разрушаются. При загрязнении прискважинной зоны в высокопроницаемых породах для востановления проницаемости чаще используют кислотные обСкважина до гидроразыва, радиальный приток работки, имеющие свои ограничения, поэтому иногда предпочитают проведение ГРП. Основная задача при проведении ГРП в высокопроницаемых пластах состоит в создании коротких и широких трещин, проникающих за пределы зоны загрязнения (рис. 1).2 Технология концевого экранирования (TSO) является модификацией операции гидроразрыва, при которой создаются короткие трещины (порядка нескольких десятков метров) шириной до 30 мм. Это достигается путем контролируемого распространения трещины до запланированной длины и последующего ее закрепления проппантом, закачиваемым с рабочей жидкостью. Благодаря фильтрационным утечкам рабочей жидкости через поверхности трещины, концентрация проппанта возрастает на фронте закачки, что приводит к образованию проппантных пробок вблизи конца трещины, которые препятствуют ее дальнейшему распространению (рис. 2). Закачка проппанта, продолжаемая после остановки трещины, позволяет повысить давление внутри трещины, увеличивая тем самым ее раскрытие.3 При такой технологии ГРП уменьшаются затраты на проведение работ за счет уменьшения объемов закачиваемой жидкости и проппанта и сокращения времени проведения операций. Эффект образования перемычек и повышенной упаковки проппанта в конце трещины известен давно и справедливо считался одним из серьезных осложнений при проведении ГРП, сопровождающимся преждевременным выпадением проппанта и остановкой распространения трещин. Было замечено, однако, что закачка суспензии может быть продолжена и после этого в течение некоторого времени. В 80-х годах инженеры обнаружили, что этот эффект может быть использован для решения задач управления распространением трещин и оптимизации их раскрытия. Процесс образования перемычек и повышенной упаковки проппанта в конце трещины можно успешно использовать для создания коротких и широких трещин в высокопроницаемых пластах-коллекторах.4 Увеличение раскрытия закрепленной трещины ведет к увеличению ее проводимости. Продуктивность скважины после ГРП можно оценить, используя концепцию эффективного радиуса скважины, который подставляется в формулу Дюпюи, вместо фактического радиуса скважины. Эффективный радиус пропорционален длине трещины, умноженной на функцию лишь одного параметра — безразмерной гидравлической проводимости трещины (CfD), равной отношению раскрытия трещины, умноженного на проницаемость проппантной на- Низкая проницаемость, линейный приток Высокая проницаемость, линейный приток Рис. 1. Режимы притока в низко- и высокопроницаемых пластах. Радиальный приток к скважине (слева вверху). Линейный приток в трещину и вдоль нее по каналу повышенной проводимости заменяет радиальный приток (справа вверху). В пластах с высокой проницаемостью используются короткие трещины, проникающие за пределы приствольного загрязнения пласта (внизу). 4 Нефтегазовое Обозрение A Образование перемычек проппанта в концевой части трещины B Проппант Утечки жидкости C CfD можно рассчитать для любых ситуаций обработки ГРП. Проницаемость большинства нефтяных пластов-коллекторов Западной Сибири находится в диапазоне 3—50 мД. Среднее раскрытие закрепленных трещин, полученных в Западной Сибири с использованием традиционных методов, находится в пределах от 3 до 4 мм, поэтому безразмерная проводимость трещины CfD обычно оказывается в пределах между 0,5 и 1,5. Таким образом, воздействие на эти пластыколлекторы Западной Сибири путем гидроразрыва с созданием более широких закрепленных трещин представляется перспективным. Мысль о применении технологии TSO возникла в результате непрерывных поисков оптимального способа воздействия на пласт, и создание более широких закрепленных трещин гидроразрыва выглядело рацональным решением этой задачи. Анализ подтвердил эти выводы: прирост коэффициента продуктивности скважин (КП), который мог бы быть достигнут после такого воздействия на пласт, существенно зависит от раскрытия закрепленных трещин (рис. 4). Технология TSO имеет несколько других особенностей. Она предотвращает нежелательное Проппант заполняет трещину 1 rw Рис. 2. Формирование трещин при использовании технологии концевого экранирования (TSO). В время применения технологии TSO в трещины подается распространение трещины после прекращения закачки. При использовании традиционных технологий ГРП после закрытия скважины большой объем буферной жидкости обычно остается перед рабочей жидкостью ГРП с проппантом, и потому трещина может продолжать распространяться. Это может уменьшить проводимость трещины. Другой важной причиной внедрения технологии TSO является возможность предотвращения выноса проппанта. Несмотря на то, что при этом создаются более широкие трещины, одновременно достигается более равномерное распределение напряжений по упаковке проппанта. Трещины, созданные с использованием традиционных методов, смыкаются дольше, позволяя таким образом некоторому количеству проппанта осесть, что создает более высокие концентрации проппанта в нижней части трещины. В результате увеличивается вероятность локального каналообразования или формирования «карманов» в проппантной упаковке с низким сжимающим трещину напряжением, что облегчает вынос проппанта при добыче. Технология TSO, в которой фильтрационные утечки рабочей жидкости подавляются в мень- CfD 0,1 = ( wf ) ( kprop ) ( xf ) ( kform ) xf проппант высокой концентрации, создающий трещины длиной, как правило, менее 30 м и шириной до 2,5 см. A) Трещина растет до запланированной длины, так как содержащийся в смеси проппант образует перемычку вблизи конца трещины, препятствуя ее дальнейшему распространению. B) Дополнительная смесь нагнетается в трещину, повышая ее внутреннее эффективное давление, что ведет к ее расширению. C) Дальнейшее обезвоживание смеси образует проппантную упаковку, которая заполняет трещину от ее конца к стволу скважины. бивки, к полудлине трещины, умноженной на проницаемость пласта (рис. 3). Этот график был получен, используя корреляцию Прата для определения эффективного радиуса скважины.5 Из этого соотношения видно, что дальнейшее увеличение безразмерной проводимости трещины нецелесообразно после того, как ее значение достигает 10. Однако при значениях CfD ниже оптимального, для фиксированной длины трещины, увеличение ее раскрытия позволяет достигнуть больших значений CfD. Осень 2000 0,01 0,1 1 10 100 CfD Рис. 3. Увеличение эффективного радиуса скважины в зависимости от безразмерной проводимости трещины, CfD. Наблюдается незначительное увеличение эффективного радиуса скважины после того как значение CfD достигает 10. Светло окрашенный участок на графике показывает значения безразмерной проводимости трещин, полученных в Западной Сибири. Редакция выражает благодарность за помощь в подготовке этой статьи Джеку Элбелу, Талса, Оклахома, США; Хеманта Мухерджи, Москва, РФ; и Александру Зазовскому, Научноисследовательский центр Шлюмберже в Кембридже, Англия. ClearFRAC, DataFRAC, FracCADE, NODAL, PropNET являются торговыми марками Шлюмберже. 1. Waters AB: “Hydraulic Fracturing—What Is It?” Journal of Petroleum Technology 33 (August 1981): 14-16. Армстронг K, Василисиа Н, Дюмон Ж, Кард Р, Коллинс Дж, Наваррет Р, Нельсон Э, Нимерик K, Приаро M, Самуэльсон M и Слашер Г: «Усовершенствованные рабочие жидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин,» Нефтегазовое Обозрение 4, № 1 (Весна 1999): 46—63. 2. Аюб Дж., Купер Б и Хэнна Б: «Пересмотр методов интенсификации в высокопроницаемых пластах,» Нефтегазовое Обозрение 1, no. 1 (Осень 1996): 4—9. 3. Smith MB, Miller WK and Haga J: “Tip Screenout Fracturing: A Technique for Soft, Unstable Formations,” SPE production Engineering 2 (May 1987): 95-103. 4. Hannah RR and Walker EJ: “Fracturing a High-Permeability Oil Well at Prudhoe Bay, Alaska,” paper SPE 14372, presented at the 60th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA, September 22-25, 1985. 5. Economides MJ and Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3rd ed. New York, USA: John Wiley & Sons, 2000. 5 4 Рис. 4. Прирост коэффициента продуктивности скважин (КП) и увеличение раскрытия трещин. Увеличение раскрытия закрепленных трещин приведет к значительному росту значений КП в трещинах, полученных в Западной Сибири, среднее раскрытие которых обычно находится в пределах от 3 до 4 мм. Прирост КП 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 30 Раскрытие трещины, мм шей мере для создания высоких концентрация проппанта на фронте закачки, обеспечивает более быстрое смыкание трещин и позволяет тем самым минимизировать вынос проппанта. Однако если раскрытие закрепленной трещины превышает диаметр частиц проппанта более чем в 5,5 раз, упаковка проппанта становится неустойчивой.6 Ряд примеров, демонстрирующих возможности данного метода ГРП предотвращать вынос проппанта при добыче, описан в литературе.7 Одним из важных мероприятий по предотвращению выноса проппанта из прискважинной части трещины является добавка стекловолокон PropNET в проппантную упаковку (рис. 5). Cтруктура сети волокон оказывается более эластичной, чем упаковка из проппанта со смоляным покрытием, и допускает сдвиговые перемещения проппанта без разрушений. Проводимость трещин для проппантных пачек с волокнами гораздо выше, чем у проппанта со смоляным покрытием. Стеклянные волокна, добавляемые в последние порции суспензии проппанта в количестве 1,5% по весу, создают внутреннюю структуру, удерживающую частицы проппанта на месте. Технология PropNET была впервые использована на месторождениях Западной Сибири в 1998 г. после нескольких случаев интенсивного выноса проппанта. Теперь технология PropNET используется в этом регионе в 90% операций по гидроразрыву пласта, подтвердив свою эффективность по предотвращению выноса проппанта. Раскрытие трещины и распределение в ней проппанта не являются единственными факторами, влияющими на проводимость трещины. Наличие полимерной корки, образовавшейся на поверхностях трещины, и определенного количества полимера, остающегося в пропантной упаковке, также существенно влияют на итоговую проводимость трещины. Концентрация полимера может возрасти от 4,8 кг/м3 (концентрация 6 в исходной рабочей жидкости) до 60 кг/м3 (в пластовых условиях) после обезвоживания суспензии в трещине за счет фильтрационных утечек в пласт на стадии ее смыкания. Это серьезно ухудшает проводимость трещины. Другим осложняющим фактором является вдавливание проппанта. Термином «вдавливание проппанта» описывается явление, при котором прилегающие к поверхности трещины зерна проппанта внедряются в породу, уменьшая, таким образом, эффективное раскрытие трещины (рис. 6). Этот процесс особенно заметно проявляется в рыхлых породах. Оба этих явления — создание полимерной корки и вдавливание проппанта в породу — ведут к Рис.5. Фотомикрография армированной волокном проппантной упаковки. Стекловолокна на порядок величин длиннее диаметра типичной частицы проппанта, что позволяет каждому волокну контактировать примерно с пятью частицами. Волокна стабилизируют упаковку, вплетаясь между частицами, обеспечивая повышение прочности и устойчивости. Они также могут способствовать образованию перемычек и распределению нагрузки в пределах упаковки. уменьшению проводимости трещины и, следовательно, к ухудшению продуктивности скважины. Как указывалось выше, раскрытие закрепленных трещин, полученных в Западной Сибири с использованием традиционных методов, находится в пределах от 3 до 4 мм. Результаты моделирования с использованием пакета FracCADE указывают на возможность создания трещин с раскрытием до 15 мм. Системный анализ NODAL подтверждает потенциальное среднее увеличение производительности до 30% в случае получения трещин такой ширины. Моделирование помогает понять процесс повышенной упаковки проппанта (рис. 7). Технология TSO — набивка трещины в ее концевой части — использует точно расчитанный объем буферной жидкости, необходимый для доставки проппанта на заданное удаление от скважины. Этот объем зависит от характеристик рабочей жидкости и пласта и проектируемой длины трещины. За ним следует относительно длительная стадия закачки суспензии с низкой концентрацией проппанта (прибл. 200 кг/м3), который, достигнув конца трещины, запаковывает ее и ограничивает ее дальнейший рост в горизонтальном направлении. Продолжающаяся закачка жидкости и ограниченная площадь фильтрации из трещины в пласт приводят к более быстрому росту давления в трещине и увеличению ее раскрытия. Идеально, каждая обработка TSO должна проектироваться с использованием данных, полученных во время проведения мини-ГРП (DataFRAC). Технические спецификации проекта должны включать: выбор интервала распространения трещины, геометрические параметры трещины и скважины, свойства пород, а также тип и качество изоляции скважины. В силу природной изменчивости параметров пластов и особенно пластов, сложенных слабыми породами, все существующие модели гидроразрыва требуют предварительной настройки. Результаты анализа DataFRAC как раз и позволяют количественно уточнить основные параметры, необходимые для оптимального проектирования полномасштабной операции гидроразрыва. Услуги DataFRAC используются для калибровки: • ориентации трещин • ее жесткости (отношения модуля упругости к высоте трещины) • эффективности жидкости разрыва • давления гидроразрыва • давления смыкания трещин • коэффициента утечек • эффективного давления. Нефтегазовое Обозрение Вдавливание проппанта Эффективное раскрытие трещины Первоначальное раскрытие трещины Полимерная корка Осень 2000 Раскрытие трещины самый низкий КП наблюдается на скважинах, где рабочее давление падало в конце обработки. В этих случаях графики рассчитанного эффективного давления от времени имеют отрицательный или нулевой наклон. Эффективное давление — это разность между давлением нагнетания и давлением смыкания трещины. Допуская, что раскрытие трещины после ее смыкания пропорционально эффективному давлению, получаем зависимость КП от раскрытия трещины, следовательно, от метода обработки. 6. См. Нолти КГ и Экономидис МДж., ссылка 5, стр. 11—29. 7. Ely JW, Arnold WT III and Holditch SA: “New Techniques and Quality Control Find Success in Enhancing Productivity and Minimizing Proppant Flowback,” paper SPE 20708 presented at the 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, New Orleans, Louisiana, USA, September 23-26, 1990. Концентрация проппанта, контур 2765 <0 kgPA 2770 0 kgPA 2 - 250 kgPA 2775 250 - 500 kgPA 2780 500 - 750 kgPA 750 - 1000 kgPA 2785 1000 - 1250 kgPA 1250 - 1500 kgPA 2790 1500 - 1750 kgPA 1750 kgPA 2795 2800 -20 0 20 0 10 20 30 Рис. 7. Концентрация проппанта при формировании трещины во время применения технологии TSO. Высокая концентрация проппанта на конце трещины, запаковывает ее и ограничивает ее дальнейший рост в горизонтальном направлении. 0,6 100 0,5 ГРП с максимальной упаковкой 0,4 Пониженное раскрытие трещины ГРП 60 Удельный КП 0,3 Средняя обводненность 40 0,2 Средний % обводненности 80 Признак максимальной упаковки 20 0,1 0 1559 1945 1962 1576 1503 1908 1890 2039 1577 1729 1689 1873 1671 1748 1651 1904 1906 1558 1870 1557 1539 1925 2021 0,0 1983 Влияние технологии TSO на коэффициент продуктивности скважин Западной Сибири Впервые работы с применением технология TSO были проведены на месторождениях ОАО Сибнефть-ННГ. Для всех скважин, обработанных за год на месторождении Сугмутское, разрабатываемом ОАО Сибнефть-ННГ недалеко от г. Ноябрьск (рис. 8), был проведен расчет коэффициента продуктивности (КП) после гидроразрыва, что позволило сравнить качества трещин, получаемых в процессе обработки TSO и при традиционных обработках. Коэффициент продуктивности скважины определяется как ее дебит в единицу времени и на единицу депрессии на пласт (разность между пластовым и забойным давлениями). Обычно он измеряется в единицах тонна/сутки/атм. Период времени после гидроразрыва, выбранный для анализа, составлял первые 30 дней с момента вывода скважины на постоянный режим добычи. Коэффициент продуктивности определялся по общей добываемой продукции (нефть+вода), а эффектами двухфазного течения в пласте пренебрегалось. Чтобы устранить влияние мощности пластов, все коэффициенты продуктиности нормировались на их продуктивные мощности. После этого рассчитывались средние значения нормализованных КП по периоду времени, выбранному для анализа. При этом проницаемость пластов предполагалась одинаковой. Анализ данных гидроразрыва по каждой из этих скважин выявил отчетливую зависимость коэффициента продуктивности от динамики изменения давления нагнетания в течение обработки (рис. 9), а именно КП оказывается выше, если давление нагнетания возрастает со временем в процессе закачки проппанта. При проведении гидроразрыва по технологии TSO давление нагнетания на заключительных стадиях закачки возрастает. Анализ показывает, что при остановке роста трещины эффективное давление нагнетания должно расти пропорционально времени в двойных логарифмических координатах с угловым коэффициентом, равным единице. Из-за блокировки течения в трещине упаковкой проппанта и сгущения суспензии рост давления оказывается еще более быстрым. Даже принимая во внимание, что эти результаты не во всем согласуются, можно видеть, что для добывающих скважин с высоким КП давление нагнетания заметно возрастает на завершающей стадии закачки проппанта по мере создания его упаковки в трещине. И наоборот, Удельный КП, т/сyт/атм/м Именно эти основные параметры критическим образом влияют на выбор режима закачки, требуемого для выпадения проппанта и блокировки дальнейшего распространения трещины на запроектированном расстоянии от скважины. Рис. 6. Вдавливание зерен проппанта в породу поверхности трещины ведет к уменьшению проводимости трещины Рис. 8. Сравнительный анализ величины нормализованного КП как функция поведения эффективного давления в процессе ГРП для скважин, обработанных на месторождении Сугмутское. 7 1400 Давление в линии, атм Давление в затрубье, атм Расход смеси, м3/мин x 100 Концентрация проппанта, кг/м3 500 400 1000 800 300 600 200 400 100 0 200 0 3 7 10 13 17 20 23 27 30 33 37 40 43 47 50 53 57 60 63 Время, мин Скважины могут быть сгруппированы по принципу сходной динамики эффективного давления на стадии закачки проппанта (рис. 10). Скважины с повышенной упаковкой проппанта или высоким эффективным давлением имеют среднее значение КП вдвое больше по сравнению со скважинами с «низким» эффективным давлением и недостаточной упаковкой проппанта. Средние значения параметров закрепленных трещин значительно отличаются при сравнении двух групп скважин (рис. 11). Главный инженер ОАО Сибнефть-ННГ — г-н Михаил Ставский отмечает, что применение технологии TSO требует меньшего количества буферной жидкости, сокращая объемы жидкости ГРП в целом и снижая затраты на химреагенты. В связи с этим экономия средств по 39 обработанным скважинам составила более 143 тыс. долл. США. Начиная с декабря 1999 года, технология успешно применяется на месторождениях компании Юкос. До сегодняшнего дня по новой технологии проведено несколько сотен гидроразрывов. Старший вице-президент по добыче компании Юкос — г-н Джо Мак, под руководством которого осуществляются работы по гидроразрыву пласта, отмечает, что с внедрением новой технологии возросла эффективность обработок. Увеличение эффективности становится очевидным при анализе скин-фактора после проведения ГРП. Среднее значение отрицательного скин-фактора после проведения ГРП на скважинах компании Юкос составляет –4,7, что является рекордной величиной по Западной Сибири. Выводы и рекомендации Целесообразность проведения ГРП методом ТSО и возможность его надежного осуществления в настоящее время широко признаны. Практические действия сейчас обращены на оптимизацию объемов жидкости и проппанта для достижения максимальной экономической эффективности операций ГРП. Однако некоторые дополнительные усовершенствования могут быть проведены 8 1200 Концентрация проппанта, кг/м3 Давление (атм), расход смеси (м3/мин x 100) 600 0 Рис. 9. Результаты обработки скважины 1981 на месторождении Сугмутское. Закачка проппанта на завершаюшей стадии обработки (зеленая линия) приводит к увеличению давления (синяя линия), указывая на наличие эффекта образования повышенной упаковки проппанта. в будущем. Так, в настоящее время только 50% операций ГРП методом TSO осуществляются оптимальным образом, т.е. с достижением четко выраженной блокировки роста трещины выпавшим проппантом и равномерным закреплением прискважинной части трещины. Причина этому — невозможность точной оценки параметров трещин и пластов на этапе проектирования ГРП. Это подчеркивает необходимость проведения испытаний по программе DataFRAC. 25 Средн. удельн. КП х100 20 Количество скважин в эксплуатации 15 10 5 0 Стандартный ГРП ГРП и технология TSO Рис. 10. Зависимость средних значений КП от метода обработки. Скважины, обработанные по технологии TSO, имеют более высокие средние значения КП, чем скважины, обработанные обычными методами ГРП. Традиционные методы Технология TSO Полудлина гидравл. трещ. 50 м 30 м Полудлина закрепл. трещ. 40 м 30 м Среднее раскрытие 4 мм 15 мм Сред. конц-ция проппанта ~5 кг/м2 >10 кг/м2 Средняя CfD 2 5 Процент преждевременного выпадения песка при использовании технологии TSO не превысил наблюдающийся при проектировании и реализации традиционных ГРП, но это соотношение должно улучшаться по мере накопления опыта. Для того, чтобы оценить количественно преимущества и недостатки технологии TSO для конкретных пластовых условий, необходимо провести более полный анализ, включающий мониторинг рабочих показателей скважины и калибровку параметров пласта. Одним из возможных объяснений случаев преждевременного выпадения песка является извилистость трещины в прискважинной зоне, если она начинается от перфорационных каналов, не ориентированных в направлении преимущественной ориентации трещины в пласте, т.е. перпендикулярно наименьшему сжимающему напряжению. Это ведет к увеличению гидравлического сопротивления трещины, осложняет нагнетание и снижает эффективность буферной жидкости. Для преодоления эффекта извилистости трещины часто требуются значительно большие объемы буферной жидкости — даже тогда, когда по результатам моделирования рекомендуется использование малых или незначительных объемов. Эти осложнения, однако, могут быть предотвращены правильным выбором метода перфорирования скважины.8 Для дальнейшей оптимизации операций ГРП, рекомендуется применение методов TSO в сочетании с более «чистыми» жидкостями ГРП для уменьшении воздействия полимерного осадка. Альтернативой могла бы быть жидкость ClearFRAC (бесполимерная жидкость на основе солевых растворов и ПАВ), не требующая использования сшивателей, деструкторов и других химических добавок.9 В отличие от жидкостей ГРП на полимерной основе, жидкость ClearFRAC не содержит твердых частиц и не образует фильтрационную корку при утечках в пласт. При применении в высокопроницаемых коллекторах жидкость ClearFRAC совместима с понижающими фильтрацию добавками и позволяет достичь значительного повышения эффективности гидроразрыва. —ЛС 8. Behrmann L, Brooks JE, Farrant S, Fayard A, Venkitaraman A, Brown A, Michel C, Noordermeer A, Smith P and Underdown D: “Perforating Practices That Optimize Productivity,” Oilfield Review 12, no. 1 (Spring 2000): 52-74. 9. Chase B, Chimlowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y, Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C and Plummer J: “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,” Oilfield Review 9, no. 3 (Autumn 1997): 20-33. Рис. 11. Средние значения параметров для скважин, обработанных по технологии TSO, и скважин, обработанных обычными методами ГРП. Нефтегазовое Обозрение Осень 2000 ЦЕНТРАЛЬНО-СИБИРСКОЕ ПЛАТО Обска Воркута Таз Обь СКИ Вы м Е ГО РЫ уса УРА ЛЬ Сыктывкар Ноябрьск Вах Сургут Солихарнск ЗАПАДНО-СИБИРСКОЕ ПЛОСКОГОРЬЕ Серов Бережники Пермь Нижний Тагил Ижевск Умсейское Северо-Пямаляхское Западно-Суторминское Вынгаяхинское Муравленковское Сугмутское Суторминское Крайнее Западно-Ноябрьское Новогоднее Спорышевское Карамовское Ноябрьск Источное Пограничное Вынгапуровский Вынгапуровское Холмогорское 50 км Рис. 12. Местоположение месторождений Муравленковское и Сугмутское. нен насосом ЭЦН-80, более соответствующим производительности скважины. В настоящее время добыча из скважины составляет 87 м3/сут. жидкости или 62 т/сут. нефти. Перед проведением этой операции средняя добыча после ГРП по месторождению Муравленковское составляла около 20 т/сут. В данном случае гидроразрыв с TSO увеличил продуктивность вдвое по сравнению со скважинами, на которых ГРП производился традиционными методами. 600 1200 500 1000 Давление в линии, атм Давление в затрубье, атм Расход смеси, м3/мин x 100 Концентрация проппанта, кг/м3 400 300 800 600 200 400 100 200 0 0 5 10 15 20 25 30 35 40 Время, мин 45 50 55 60 65 70 0 Концентрация проппанта, кг/м3 Давление (атм), расход смеси (м3/мин x 100) Примером успешного проектирования и исполнения является операция гидроразрыва с TSO на скважине 4370 месторождения Муравленковское компании Ноябрьскнефтегаз (рис. 12). Испытания на приемистость были проведены перед началом основной обработки. Испытания на приемистость проводятся для подтверждения достаточной гидравлической связи между стволом скважины и существующими трещинами, а также для подтверждения правильного выбора коэффициента утечек, Ct. Коэффициент Ct определяется по наклону кривой падения давления при 15-ти минутной остановке скважины после нагнетания. Испытания на приемистость включали закачку буферной жидкости [1,5 м3 бората, сшитого с 4,8 кг/м3 гуара (YF140)] и затем 1,5 м3 оторочку суспензии проппанта концентрацией 2-ppa, проталкиваемую не сшитой гуаровой жидкостью WF120. К сожалению низкие температуры сделали невозможным проведение полного комплекса испытаний DataFRAC, который требует продолжительного периода наблюдения за процессом падения давления. Основная операция гидроразрыва состояла из закачки 3 м3 буферной жидкости с последующей закачкой 5,2 м3 суспензии песка концентрации 1-ppa, и затем песка общей массой 12,6 тонн, который подсыпался в рабочую жидкость. Прирост эффективного давления в конце закачки составил 41,45 атм. Сходство кривой изменения давления нагнетания после проведения операции подтвердило справедливость выбранной модели геометрии трещины. Значение скин-фактора –4 после гидроразрыва было получено, используя предварительную оценку проницаемости 10 мД и корреляцию Прата. Эти данные использовались в качестве входной информации при калибровке модели скважина-пласт с помощью анализа NODAL по достигнутому уровню добычи. Средняя добыча за первые две недели составила 95 м3/сут. жидкости или 75 т/сут. нефти с 20% воды. Скважины были введены в эксплуатацию при помощи электрического центробежного насоса (ЭЦН-50) с первоначальным дебитом 50 м3/сут. После десяти дней эксплуатации, вышедший из строя насос был заме- я губа Технология TSO на месторождении Муравленковское Рис. 13. Результаты обработки скважины 4370 на месторождении Муравленковское. Закачка проппанта на завершаюшей стадии обработки (зеленая линия) приводит к увеличению давления (синяя линия), указывая на наличие эффекта образования повышенной упаковки проппанта. 9
