Сравнительный анализ методик геомеханического моделирования гидравлического разрыва пласта

В таб. 1 приведены результаты моделирования ГРП, выполненные по одной и той же скважине по вышеперечисленным методикам. Очевидно, что комплексный подход к одномерному моделированию дает наиболее достоверные результаты по высоте трещины и её позиционированию по глубине (расположение границ) — погрешность менее 5%. Классический метод показывает самую высокую погрешность относительно высоты трещины ~15% за счет усреднения модуля Юнга и линейной зависимости градиентов

разрыва относительно литологии. Подход привязки к акустическому каротажу показывает удовлетворительные результаты относительно высоты трещины, однако, дает существенную погрешность в позиционировании трещины, что указывает на низкое качество проведенных исследований на данной скважине. Визуальное сравнение геометрий трещин представлено на рис. 5, оценка относительных погрешностей по каждому методу относительно данных по фактическому расположению трещины приведена в таб. 2.

Параметр геометрии трещины ед. Способ построения модели

изм. Класси- Акусти- Ком-

ческий ческий плексный

подход каротаж подход

Полудлина общая м 147.1 161.4 162.0

эффективная* м 133.5 144.4 150.1

Высота средняя м 57.5 55.0 49.2

общая м 70.0 65.8 59.2

Ширина средняя мм 2.89 3.25 3.02

максимальная мм 10.37 10.72 10.82

Проводи- абсолютная мД*м 411.2 441.6 431.4

мость безразмерная** д.ед. 3.08 3.06 2.87

Границы верхняя м 3039.5 3052.2 3045.8

трещины нижняя м 3109.5 3118.0 3105.0

Исследования меченным проппантом

60.5

3047.5 3108.0

*расчет эффективной полудлины выполнен от концентрации проппанта 4кг/м2 **из расчета проницаемости пласта 1мД

Таб. 1 — Сравнение параметров геометрии трещин при применении различных подходов по геомеханическому моделированию

Погрешность

Погрешность определения высоты Погрешность Нижняя граница

позиционир°вания Верхняя граница

Способ построения модели Классический Акустический

подход

16% 13% 3%

каротаж

9% 8% 17%

Комплексный подход

2%

3%

5%

Таб. 2 — Оценка относительных погрешностей по каждому методу геомеханического моделирования относительно данных по фактическому расположению трещины

Рис. 5 — Сравнительный анализ размещения границ трещин при применении различных подходов

Комплексный подход успешно реализован при проектировании многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах на многих месторождениях, разрабатываемых в Группе компаний ОАО «НОВАТЭК». На рис. 6 показан один из типичных примеров применения данного подхода к проектированию многостадийного ГРП с минимизацией риска прорыва трещины ГРП за контакты (ГНК и ВНК). Построение Ш геомеханической модели проводилось в условиях сильно расчленённого коллектора с высокой проницаемостью и наличием дизъюнктивных зон разуплотнения коллектора, горсто-грабенных структур с различными амплитудами и углами падения (по сути — проводимых для жидкости ГРП разломов). При таких исходных данных геологическое строение имеет высокую степень изменчивости уже в пределах расстояний между муфтами ГРП в рамках одной скважины, в следствие чего требования к точности проектирования ГРП для каждой стадии достаточно высокие. Для реализации комплексного подхода были выполнены исследовательские работы по определению геометрии трещины (микросейсмический мониторинг многостадийного ГРП в горизонтальной скважине, определение закрепленной высоты трещины меченным проп-пантом CARBO NRT в наклонно-направленной скважине, профилеметрия притока и т.п.).

На основе результатов вышеуказанных прогрессивных исследований подобран и успешно реализован следующий алгоритм построения модели ГРП для горизонтальных скважин:

• Осуществляется корреляция нижней части разреза, невскрытой при бурении горизонтального ствола, с ближайшей наклонно-направленной скважиной, в т.ч. используется 3D геологическая модель.

• Выполняется корреляция верхней части разреза, перекрытой основной колонной диаметром 178 мм, с ближайшими наклонно-направленными скважинами;

• Учет угла падения структуры по данным геонавигации в процессе бурения,суказанием расстояния от муфты ГРП до кровли пласта;

• Формирование пропластков (песчаник, глина, плотный, уголь) в Ш геомеханической модели комплексным методом индивидуально для каждой стадии ГРП в рамках одной скважины, формируется итоговый «синтетический» ^-файл литологии;

• Расчет градиентов напряжений по формуле Итона (1) [3];

• Выбор оптимального графика закачки и массы проппанта индивидуально для каждой стадии ГРП.

• Калибровка напряжений осуществляется по результатам расширенного мини-ГРП (увеличенная буферная стадия). Выполняется детальный анализ количества точек закрытия трещин ГРП, проводится корреляция с разрезом, полученные данные сопоставляются и анализируется совместно с ранее выполненными ГРП по соседним скважинам. По результатам принимается окончательное решение о массе проппанта и графике закачки.

Данный подход позволил для каждой стадии индивидуально оптимизировать график закачки с минимизацией прорыва трещины за контакты (ГНК, ВНК). Эффективность принятых инженерных решений подтверждается результатами освоения скважины и

промыслово-геофизических исследований. На скважинах, где был реализован комплексный подход проектирования МГРП, наблюдается низкая обводненность добываемой продукции, что свидетельствует об отсутствии приобщения трещиной ГРП нижележащих водонасыщенных пропластков.

Итоги

В данной статье приведен сравнительный анализ различных подходов к одномерному геомеханическому моделированию ГРП, выполненный ООО «НОВАТЭК НТЦ»

Abstract

Quality project of hydraulic fracturing has big actuality at current time. Especially it is important for hard-to-recover reserves and formations with nearby water saturated reservoir or gas-oil and water-oil contacts. Breakthrough of fracture to water saturated reservoirs increases water production and decline well profitability. Furthermore actual determination of geometry parameters can elucidate reasonability to use hydraulic fracturing for certain reservoirs. Hydraulic fracturing efficiency depends on adequacy of one-dimension geomechanical models and influences investing decisions and development strategy.

Выводы

Результаты сопоставления методов показывают важность точности определения высоты и позиционирования трещины по глубине в связи с наличием вышележащего водона-сыщенного пласта, прорыв в который при проведении ГРП недопустим. Калибровка одномерной геомеханической модели в подобных случаях позволяет подобрать оптимальный дизайн операции, оптимизировать массу и график закачки проппанта без риска прорыва в близлежащий водоносный горизонт. Точность построения модели ГРП

Materials and methods

ne-dimensional geomechanical modeling, frac simulation - MFrac, geological modeling -Petrel, specialized core study.

Results

The article is about comparing analysis for different approaches of geomechanical modeling performed by LLC "NOVATEK STC".

Conclusions

Results of mapping methods show the importance of accuracy in determining the height and positioning of the fracture depth in connection with the presence of overlying water-saturated reservoir, a breakthrough of fracture in

сводится к наличию полного набора исходных данных (комплекс ГИС, специализированные исследования керна, широкополосный акустический каротаж), однако, при отсутствии одного из элементов возможно снижение погрешности за счет применения комплексного подхода.

Список литературы

1. Летичевский А.Е. Опыт построения геомеханических моделей для повышения эффективности планирования ГТМ

ОАО «Самаранефтегаз». Техническая конференция SPE «Эксплуатация горизонтальных скважин после многостадийного ГРП». Самара, 2014.

2. Колонских А.В. Учет геомеханических эффектов при проектировании систем разработки с горизонтальными скважинами с многостадийным гидравлическим разрывом пласта. Техническая конференция SPE «Эксплуатация горизонтальных скважин после многостадийного ГРП». Самара, 2014.

3. M. Zoback Reservoir Geomechanics, Cambridge University Press, New York, 2007, p. 282

4. Michael Economides, Ronald Oligney, Peter Valkó Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice, Orsa Press, Alvin TX, 2002, p. 40

UDC 622.276

that is not allowed. Calibration one-dimensional geomechanical model in such cases allows to choose the optimal design of the operation, and optimize the proppant pumping schedule without a risk to breakthrough in nearby aquifer. The accuracy of frac model patterns is reduced to having a full set of baseline data (well logging suite, specialized core study, full-wave acoustic logging). But, in the absence of one of the elements may reduce errors due to application of an integrated approach.

Keywords

one-dimensional geomechanical model, hydraulic fracturing, mechanical rock properties

References

1. Letichevskiy A.E. Opyt postroeniya geomekhanicheskikh modeley dlya povysheniya effektivnosti planirovaniya GTM OAO «Samaraneftegaz» [Experience of constructing geomechanical models to improve the efficiency of geological and technical planning of "Samaraneftegaz"]. SPE Conference "Running Horizontal Wells

with MSS Completion", Samara, 2014.

2. Kolonskikh A.V. Uchet geomekhanicheskikh effektov pri proektirovanii sistem razrabotki s gorizontal'nymi skvazhinami s mnogostadiynym gidravlicheskim razryvom plasta [Accounting geomechanical effects in the design of systems development with horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing]. SPE Conference "Running

Horizontal Wells with MSS Completion", Samara, 2014.

3. M. Zoback Reservoir Geomechanics, Cambridge University Press, New York, 2007, p. 282.

4. Michael Economides, Ronald Oligney, Peter Valko Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice, Orsa Press, Alvin TX, 2002, p. 40.

Рис. 6 — Пример практического применения комплексного подхода проектирования

ГРП в ОАО «НОВАТЭК»

ENGLISH OIL PRODUCTION

Comparing analysis for different approaches of geomechanical modeling to design hydraulic fracturing

Authors:

Petr I. Eliseev — head of section1; eliseev@novatek.ru Aleksei N. Shorokhov — consultant; shorokhov.an@mail.ru Alexey V. Yazkov — deputy general director1; AVYazkov@novatek.ru

Pavel M. Komanko —deputy general director - chief geologist2; pavel.komanko@tsng.novatek.ru

1Limited Liability Company "NOVATEK Scientific and technical center", Tyumen, Russian Federation 2LLC "NOVATEK-Tarkosaleneftegaz", Tarko-Sale, Russian Federation

26

Экспозиция нефть газ 5 (51) сентябрь 2016

• Скважинный щелевой фильтр с диспергатором - ЕВК

• Специальный хвостовик с диспергатором - ЕВК

« Сепаратор ЕВК-6

• Сепаратор-смеситель ЕВК-5

• Регулятор расхода ЕВК-ЛЁН87

• Газовая заслонка ЕВК-100

• Запорно-регулирующее устройство

Оборудование позволяющее экономить

ЕВК-Анаконда

Модернизация и технологическое развитие является приоритетной задачей развития государства. Выполнение данной задачи невозможно без внедрения новых технологий и оборудования, которые позволяют снижать издержки, повышать рентабельность, улучшать условия труда работников и экологическую обстановку. Для предприятий нефтедобывающей отрасли необходима безаварийная и чёткая работа нефтяных скважин и установок для замеров количества нефти и газа.

В рамках вышеизложенного, ООО «СИСТЕМЫ ЕВК» предлагает оригинальное оборудование системы «ЕВК», основой которого является запатентованная система «турбофильтр-диспергатор».

По отзывам нефтедобывающих компаний, которые успешно испытали данное оборудование, таких как ООО «Башнефть-

Добыча», ОАО «Сургутнефтегаз», ПАО «Татнефть» и др. экономия средств на ремонте и обслуживании одной замерной установки

составляет в среднем 300 ООО рублей в год, а экономия средств на ремонте и обслуживании одной скважины составляет в среднем 1 500 000 рублей в год.

гщд

I

1

г

¡11щш

423800, Республика Татарстан, г. Набережные Челны, ул. Техническая, д. 51 Тел. 8-987-005-81-65, E-mail: ceo_evk@mail.ru, www.evksystems.ru

ДОБЫЧА

Цепной привод ШГН

для эффективной эксплуатации

малодебитных скважин

М.В. Швецов

директор1

Г.Б. Бикбов

директор2

И.Ф. Калачёв

д.т.н., пер. зам. директора2

1БМЗ ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, Бугульма, Россия

2ООО «ТТД Татнефть», Лениногорск, Россия

Большинство открытых месторождений на территории России находятся в поздней стадии разработки, запасы которых характеризуются как трудноизвлекаемые, обводненные или высоковязкие. Нефтяникам приходится решать комплекс сложных задач: снижать эксплуатационные расходы, сокращать количество потребляемой энергии и увеличивать межремонтный период работы скважины. Одним из путей повышения эффективности механизированного способа эксплуатации скважин является применение цепных приводов ПЦ-30 в составе штанговых насосных установок.

Ключевые слова:

высоковязкая нефть, обводненная нефть, цепной привод, ПЦ-30

Принцип работы привода основан на преобразовании вращения электрического двигателя в возвратно-поступательное, реверсивное движение, которое передается подвеске устьевого штока и приводит в действие скважинный штанговый насос. Особенности конструкции ПЦ таковы, что скорость движения на большей части хода привода остается равномерной. Это значительно снижает динамические и гидродинамические нагрузки на штанговую колонну и обеспечивает наиболее благоприятный режим эксплуатации глубинного насосного оборудования и увеличение коэффициента наполнения насоса — за счёт снижения упругих деформаций на трубы и штанги, вследствие чего сокращается количество отказов [1].

На сегодняшний день цепным тихоходным приводом производства БМЗ оборудовано свыше 2000 скважин ПАО «Татнефть». Так, 1496 скважин эксплуатируются приводом ПЦ 60-3-0,5/2,5. Количество ремонтов по всем причинам сократилось в 1,7 раза, межремонтный период работы (МРП) скважин увеличился в среднем на 465 сут. В случае с приводом ПЦ 80-6-1/4, установленном на 507 скважинах, количество подземных ремонтов по всем прочим причинам сократилось в 2,1 раза, МРП скважин увеличился в среднем на 375 суток [1, 2].

Получена и подтверждена практическими замерами существенная экономия удельного электропотребления ПЦ в сравнении с балансирными аналогами (в среднем на 15%) и УЭЦН (на 57%).

ПЦ-30

Результатом непрерывной работы БМЗ по усовершенствованию конструкции цепного привода и созданию новых моделей ПЦ стал цепной привод ПЦ-30, предназначенный для эксплуатации на малодебитных скважинах. Длина его хода составляет 3 м, а максимальная нагрузка в точке подвеса штанги — 3 т.

В сравнении с предшествующим типоразмером ПЦ-60, ПЦ-30 стал экономичнее и его вес уменьшился на 4 т. Значительное сокращение габаритов и массы цепного привода позволяет упростить установку оборудования, а, значит, ускорить процесс обустройства скважины, уменьшить затраты на привлечение тяжелой техники и оплату труда рабочих.

Основные технические характеристики ПЦ-30:

• Номинальная длина хода, м — 3

• Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг, т — 3

• Диапазон изменения частоты качаний, мин-1 — 0,5-2,5

• Мощность электродвигателя, кВт — 3,0

• Количество оборотов, об/мин — 1000

Новая модель привода позволяет более чем на 30% снизить затраты на тонну добычи нефти. Значительное уменьшение цены, массы и энергопотребления цепного привода при сохранении высоких эксплуатационных характеристик и, в первую очередь, надежности было достигнуто путем последовательной модернизации всех узлов и агрегатов ПЦ-30:

• установки электродвигателя мощностью 3 кВт вместо 5,5 кВт;

• применения общепромышленного двухступенчатого цилиндрического редуктора вместо специального трехступенчатого;

• замены импортной двухрядной цепи на однорядную, отечественного производства;

• изменения состава несущих конструкций;

• удаления навесного оборудования.

Опытно-промышленные испытания подтвердили характеристики новой модели цепного привода. Два ПЦ-30 были переданы в НГДУ «Лениногорскнефть» и установлены на малодебитные скважины. В соответствии с требованиями стандарта ПАО «Татнефть» «Контроль технического состояния и система

28

Экспозиция НЕфть газ 5 (51) сентябрь 2016