Особенности технологии промывки и освоения горизонтальных скважин после селективного гидроразрыва пласта на месторождениях Западной Сибири

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

«НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ», №3, 2015

Верисокин А. Е. [Verisokin А. В.], Зиновьева J1. М. [L. М. Zinovieva]

ОСОБЕННОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫВКИ И ОСВОЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ СЕЛЕКТИВНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Features of technology of washing and development of horizontal wells after selective hydraulic fracturing of layer on fields of Western Siberia

В статье рассмотрены некоторые особенности технологии промывки и освоения после селективного гидроразрыва пласта на месторождениях Западной Сибири. Для большей эффективности операции гидроразрыва необходимо проведение многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах. В результате анализа сделаны выводы о том, что включает в себя негласно принятая процедура ввода новых скважин в эксплуатацию в Западной Сибири. В статье отражены преимущества проведения многостадийного гидроразрыва над обычным ГРП. Описана технология проведения селективного гидроразрыва пласта. В таблице представлено необходимое оборудование, обязательное для проведения операции с указанием минимально допустимых характеристик. Представлены преимущества применения новой технологии во временном интервале. Использование описываемой технологии промывки и освоения горизонтальных скважин после селективного ГРП не только значительно сокращает продолжительность цикла ввода новых скважин в эксплуатацию и цикла гидроразрыва, но и уменьшает риски аварийности на скважинах, а также снижает загрязнение призабойной зоны пласта.

Ключевые слова: селективный гидроразрыв пласта, горизонтальная скважина, дебит, низкопроницаемые коллекторы, трещина, гибкие трубы.

Some features of washing technology and development after selective fracturing in Western Siberia. For greater efficiency fracturing operation necessary to carry out multi-stage hydraulic fracturing in horizontal wells. The analysis concluded that that involves tacitly adopted by the procedure of entering into operation of new wells in Western Siberia. The article describes the benefits of the multi-stage fracturing of conventional hydraulic fracturing. The technology of selective fracturing. The table shows the necessary equipment required for the operation with an indication of the minimum acceptable performance. Presents the advantages of the new technology in the time slot. Using the technology described washing and development of horizontal wells after fracturing selective not only significantly reduces the cycle time putting new wells into operation and the cycle of fracturing, but also reduces the risk of accidents in the wells and also reduces contamination layer zones.

Key words: selective hydraulic fracturing of layer, horizontal well, output, low-permeability collectors, crack, flexible pipes.

УДК 622. 276.66.002.34

Опыт разработки месторождений углеводородов, накопленный в последние десятилетия, показал высокую эффективность гидравлического разрыва пласта (ГРП), позволяющего ввести в эксплуатацию нерентабельные ранее запасы и увеличить не только темпы выработки, но и конечную нефтеотдачу низкопроницаемых пластов. В настоящее время гидравлический разрыв пласта (ГРП) является самым востребованным и широко применяемым методом интенсификации притока нефти и газа на таких объектах. Следующим шагом явилось проведение многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах [1].

В зависимости от геологических условий, технического состояния ствола скважины практически на всех месторождениях Западной Сибири существует возможность проведения различных видов ГРП. На ряде месторождений с низкопроницаемыми коллекторами ГРП проведены практически во всех действующих скважинах. В этом случае гидроразрыв - не только средство увеличения дебита отдельно взятых скважин, но и элемент системы разработки, обусловливающий изменение характера течения в пласте.

По количеству закачанного проппанта и жидкости разрыва различают локальный, глубокопроникающий и массированный разрывы пласта. По количеству вскрываемых пластов в одной скважине - одноэтапный, поинтервальный, селективный [2].

Селективный ГРП позволяет произвести закачку расчетных объемов жидкости разрыва и проппанта в пласт на каждом интервале горизонтального ствола, охватывая всю продуктивную толщину пласта, что позволяет существенно повысить дебит скважины.

В 2011 г. специалисты в ходе проекта по проведению многостадийных ГРП на объектах компании ЛУКОЙЛ в Западной Сибири провели 68 скважиноопераций. Использование данной технологии позволило увеличить на 40 % средний дебит горизонтальных скважин по сравнению с аналогичными горизонтальными скважинами, законченными по стандартной технологии.

В 2012 г. впервые в России был проведен 8-интервальный ГРП с использованием системы 2опе8с1сс1:ТМ.

В нефтегазодобыче технологии селективной обработки пласта считаются наиболее современными и эффективными. В отличие от традиционных ГРП, где обработка пласта осуществляется по принципу «закачка в один пласт» (независимо от его приемистости по длине открытого ствола или толщины продуктивного пласта), селективный ГРП позволяет произвести закачку расчетных объемов жидкости разрыва и проппанта в пласт поинтер-вально, охватывая всю продуктивную площадь пласта, что позволяет существенно повысить дебит скважины.

Селективный гидравлический разрыв пласта возможно проводить на каждом интервале горизонтального ствола. Данная технология находит широкое применение на месторождениях Западной Сибири.

Для проведения селективного ГРП в открытый горизонтальный ствол спускают хвостовик, в составе которого устанавливаются пакеры и циркуляционные клапаны (рис. 1) в количестве, соответствующем необходимому количеству интервалов (теоретическое максимальное количество интервалов 25).

Хвостовик подвешивается на гидравлической подвеске, шары (рис. 2) используются во время поин-тервальной закачки проппанта для открытия портов и отсечения нижележащего интервала.

Активация системы производится гидравлическим способом (рис. 3). В процессе ГРП шар, предназначенный для нижнего интервала, имеет минимальный размер и беспрепятственно прокачивается через вышележащие посадочные седла. Каждый последующий шар имеет размер больше предыдущего и ориентирован на вышележащий интервал [2].

После проведения ГРП необходимо осуществить промывку скважины, фрезерование шаров и посадочных седел и выполнить освоение.

Рис. 1. Циркуляционный клапан.

Рис. 2. Циркуляционные шары, диаметрами 57-83 мм.

Для успешного проведения данного вида ремонта необходимо использовать оборудование, соответствующее требованиям (таблица 1).

т Д!""

— 1 . -»-—_-_ -——

- 'О'---- Г ) 0 . Г ' 1 -- " —

Рис. 3. Открытие циркуляционного клапана, герметизация ниже-

лежащего интервала.

Таблица I. Необходимое оборудование для проведения операции с указанием минимально допустимых характеристик

№ Наименование Спецификация Кол-во

Насосное оборудование

1 Насосная Р > 68 МПа 1

установка Омакс >

с комплектом 0,400 м3/мин

линий высокого

давления

№ Наименование Спецификация Кол-во

Азотное оборудование

1 Азотный конвертер с комплектами линий высокого давления Р > 68 МПа, Омакс > 20 ст. м3/мин, емкость 11 тонн 1

2 Емкость для транспортировки жидкого азота У> 12 тонн 1

Емкостное оборудование

1 Емкость циркуляционная \/макс > 40 м3, 4 секционная 1

2 Штуцерный манифольд Р = 68 МПа 1

Оборудование ГНКТ

1 Колонна ГНКТ Р = 69 МПа нар38,1: 1_4500 м 1

2 Установка ГНКТ 1

3 КНК (фрезерование) 71 мм 1

4 КНК (промывка) 38,1 мм/54 мм 1

Устьевое оборудование

1 Инжекторная головка с направляющей аркой Экв. макс, усилие на подъем 20 тонн, Экв. макс, усилие на спуск 10 тонн 1

№ Наименование Спецификация Кол-во

2 Герметизатор Р = 68 МПа, 1 кольцевой йен = 63,5 мм универсальный

3 Лубрикатор Р> 68,9 МПа, 3 йвн = 77,7 мм; Соединение верх: резьбовое, штифт; Соединение низ: резьбовое, втулка Н = 2438 мм

4 Гидравлический 1 превентор Р>68МПа противовыбросный четырехплашечный

5 Крестовина 1 циркуляционная Р > 68 МПа устьевая с 2 задвижками и линиями высокого давления к штуцерному манифольду

6 Гидравлический 1 превентор Р>68МПа противовыбросный комбинированный

Операция проводится по плану работ и регламенту по работе с ГНКТ [3].

К критериям качества выполненной работы по промывке и освоению с использованием ГНКТ не относятся ни временные затраты, ни объем затраченных материалов (хим. реагентов, жидкого азота). Критерием качества является достигнутая после ГРП отметка забоя, подтвержденная спуском ГНКТ после технического отстоя [3].

Суть применения ГНКТ в данной технологии заключается в поэтапном удалении проппанта из скважины, фрезерованию циркуляционных клапанов с посадочными шарами.

Нормализация забоя после ГРП осуществляется гибкими трубами диаметром 38,1 /44,5 мм, низ колонны оснащен гидромониторной насадкой 38,1/54 мм. В зависимости от минимального проходного диаметра в скважине, расчетных нагрузок на гибкие трубы с максимальными рабочими давлениями выбирается оптимальный вариант гибких труб. Промывка производится после каждого «расфрезерованного» интервала.

После нормализации текущего забоя необходимо демонтировать гидромониторную насадку. В зависимости от проходного диаметра и ин-клинометрии скважины выбрать оптимальную скорость спуска гибких труб с данной компоновкой. При высокой скорости спуска существует высокая вероятность затяжек гибких труб при проверке веса колонны и прихвата компоновки в целом. Причинами могут являться:

— посторонний предмет в скважине;

— некачественная работа бригады КРС при спуске колонны НКТ, «посадке» пакера / стингера, что приводит к замятию НКТ;

— резкое уменьшение проходного диаметра в конструкции скважины.

При фрезеровании необходимо остановить ГТ за несколько метров до циркуляционного клапана, запустить насосную установку, обеспечить подачу расхода, при котором установится рабочее давление фреза и приложить нагрузку на долото путем отслеживания дифференци-

ального давления. В качестве показателя двигателя следует использовать дифференциальное давление, а не значения ННД (нагрузки на долото) на поверхности, т. к. оно не подходит для данной цели.

Конечным этапом работы является вызов притока. Смысл освоения скважины с помощью ГНКТ заключается в уменьшении забойного давления путем снижении плотности и последующим вытеснением скважин-ной жидкости газообразным азотом.

В случае отсутствия освоения азотом после нормализации забоя существует повышенный риск выноса незакреплённого после проведения ГРП проппанта, что может привести к изменению текущего забоя, определённого ГНКТ.

Технологический процесс должен быть рассчитан, а также должно быть составлено подробное технологическое описание комплекса выполняемых работ (дизайн). В основу расчета закладываются такие параметры, как расчет необходимого объема газообразного азота для вытеснения жидкости в скважине, продолжительность процесса освоения, а также граничные пределы создаваемой депрессии с целью выбора оптимального режима освоения.

Все расчеты выполняются подрядной фирмой-исполнителем и согласовываются со специалистами технической и геологической службами заказчика. После проведения цикла работ фирмой-подрядчиком предоставляется полный отчет о выполненной работе в технологическую (геологическую) службу заказчика.

Одним из существенных преимуществ данной технологии является значительное сокращение продолжительности цикла ввода новых скважин в эксплуатацию. Продолжительность проведения стандартных

операций по капитальному ремонту скважин (КРС) и ГРП на трехпластовых залежах может занимать до трех и более недель.

Негласно принятая процедура ввода новых скважин в эксплуатацию в Западной Сибири, включает:

— подготовку ствола скважины к спуско-подъемным операциям (СПО);

— проведение перфорации нижней зоны;

— спуск пакера и насосно-компрессорных труб (НКТ);

— проведение ГРП;

— разрядку скважины;

— подъем НКТ и пакера для перепосадки;

— изоляцию зоны проведения ГРП проппантом / промывку до требуемой глубины.

Таблица 2. Распределение операций по дням с применением технологии ГНКТ

КРС ГРП ГНКТ КРС Запуск Скважина

УЭЦН в добыче

1 2 3 4 56789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 192021 2223242526

Во временном интервале 33 дня, которые в среднем затрачиваются всеми подрядчиками для вывода новой скважины из бурения в добычу, преимущества применения технологии очевидны: скважина, в которой проведены планируемые ГРП, осуществлено фрезерова-

ние, промывка и освоение притока азотом, передается КРС для спуска УЭЦН на 12 сутки, после ее передачи компании (табл. 2). Чистая экономия дней скважины «в добыче» - 12 суток. При среднем притоке скважины во время освоения 200 м3/сут. экономическая составляющая налицо.

Кроме того, преимуществом данной технологии является не только значительное сокращение продолжительности цикла ввода новых скважин в эксплуатацию и цикла ГРП, но и уменьшение рисков аварийности на скважинах за счет сокращения количества СПО па-кера и НКТ; оптимизация работы бригад КРС, по перфорации и т. д., а также уменьшение загрязнения при-забойной зоны пласта жидкостью глушения и существенно меньшее время нахождения гелирующего агента в пласте.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ

список

1. Жучков С. Ю., Каневская Р. Д. Опыт моделирования и оценки эффективности горизонтальных скважин с трещинами гидроразрыва на Верхне-Шапшинском месторождении ООО «НТЦ-РуссНефть» // Нефтяное хозяйство. 2013. №7. С. 92-96.

2. Серюков А. Н. АЬгаБ1РРАС - передовое направление в эффективном комплексе операций по интенсификации притока скважины /А. Н. Серюков, В. А. Кузнецов (ООО «РН-Юганскнефте-газ»); М. В. Николаев, Р. Ф. Гумеров, К. В. Бурдин (Шлюмберже) // Время колтюбинга. 2010. №31, март.

3. Хабибуллов К. Р. Анализ и особенности технологии промывки, фрезерования и освоения установкой ГНКТ в горизонтальных скважинах после селективного ГРП по технологии гОЫЕЗЕЬЕСТ// Наука и ТЭК. 2011. №3, август.