УДК 622.276.66 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА КОГАЛЫМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Арутюнов Т.В.1, Березовский Д.А.2, Кусов Г.В.3 1 Отдел проектирования и мониторинга разработки месторождений Ставропольского края ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», 8-918-47-44-984, arutyunov-tatos@mail.ru 2 3 Заместитель начальника цеха филиала ООО «Газпром добыча Краснодар», Каневское газопромысловое управление, тел. 8-928-122-48-90, daberezovskiygaz@rambler.ru Аспирант ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский федеральный университет», тел. 8-918-49-011-69, de_france@mail.ru В статье приведено наглядное изображение эффективности применения одного из методов воздействия на призабойную зону пласта – гидравлического разрыва пласта на Когалымском месторождении. Показано применение ГРП в отечественной и зарубежной практике. Рассмотрены жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП. Обоснован выбор скважин для гидравлического разрыва пласта. Приведено описание технологии ГРП (геофизические работы перед ГРП, технология проведения ГРП, основные виды процесса ГРП). Полученные выводы и рекомендации на данной стадии применения ГРП на Когалымском месторождении показали хороший результат. Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта; оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта; выбор скважин для гидравлического разрыва пласта; описание технологии ГРП; освоение скважины после ГРП; анализ эффективности ГРП; выводы и рекомендации по проведению ГРП. 1. Введение Нефтегазодобывающая промышленность занимает особое место в экономике страны. Одним из основных методов повышения эффективности разработки месторождений является обработка призабойной зоны пласта, в частности, ГРП с целью увеличения производительности скважины. Ускорение науч- но-технического прогресса в нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтегазодобывающих районах страны предлагает использование всех возможностей для наращивания добычи нефти. На современном этапе сокращается число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводнѐнности продукции. Вновь открываемые и разрабатываемые месторождения запасов нефти имеют худшие геолого-промысловые показатели по сравнению с ранее разрабатываемыми. В таких условиях остро встаѐт задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта и участка залежи. За прошедшие десятилетия стратегическим направлением в решении этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологии воздействия на призабойную зону уделялось недостаточное внимание. Вместе с тем, накопительный опыт показывает, что воздействие на призабойную зону существенно увеличивает показатели скважин, в том числе и нефтедобычу. Целью статьи является наглядное изображение эффективности применения одного из методов воздействия на призабойную зону пласта – ГРП на Когалымском месторождении. 2. Характеристика района работ Когалымское месторождение (рисунок 1) находится в северо-западной части Сургутского района ХМАО, в 17 км северо-западнее г. Когалыма и в 140 км к северу от г. Сургута. Когалымское нефтяное месторождение открыто в 1972 году первой поисковой скважиной №22, давшей промышленный приток нефти дебитом 29м3/сут. через 8 мм штуцер из интервала 2596÷2600м. Когалымское месторождение расположено на северо-восточном склоне Сургутского свода, который осложнѐн структурой II порядка – Тевлинским куполовидным поднятием. На территории последнего находится Когалымское поднятие – структура III порядка. Тевлинское куполовидное поднятие на севере граничит с СевероСургутской моноклиналью, на востоке, через неглубокий прогиб, с Ягунским куполовидным поднятием. Характерной особенностью геологического строе- ния Западно-Сибирской эпигерцинской плиты является наличие трѐх структурно-тектонических этажей: нижнего, среднего и верхнего. Территория месторождения расположена в зоне несплошного распространения многолетнемѐрзлых пород. В зонах распространения ММП наблюдается двухслойное строение вечной мерзлоты. Верхний (современный) слой залегает на глубине от 10÷15м до 25÷40м. Нижний (реликтовый) – от 160 до 360 м. Толщина ММП изменяется от 70 до 150 м. Рисунок 1 – Обзорная карта района работ 3. Применение ГРП в отечественной и зарубежной практике Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35÷40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счѐт применения метода 25÷30 % запасов нефти переведено из забалансовых в балансовые. Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода: практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведѐн ГРП с определѐнным технологическим эффектом; в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу (В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу); трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте; для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины – вертикальная; показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное (Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному. Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряжѐнных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть включена к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП.); значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента. 4. Оборудование, применяемое для гидроразрыва пласта Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части. 4.1 Наземное оборудование: установки подъѐмные; насосные установки; пескосмесительные установки; автоцистерны; блок манифольдов; станция контроля; устьевая арматура. Установки подъѐмные предназначены для спускоподъѐмных операций, связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП. Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта. Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи еѐ на приѐм насосных установок при гидроразрыве пласта. Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта. Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП. Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину. Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП. 4.2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы; пакер. Насосно-компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП. Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта. 5. Состав комплекса специальной техники, применяемой СП «Катконефть» На Когалымском месторождении гидравлический разрыв пласта производится совместным Российско-Германским предприятием «Катконефть». Все наземное оборудование для гидроразрыва пласта установлено на базе шасси «Мерседес Бенц» и предназначено для работы в жѐстких условиях нефтяных месторождений. Оборудование приспособлено для производства гидроразрыва пласта на любом типе жидкости и проппанта, и управляется дистанционно с компьютерной станции, установленной на шасси автомашины. Оборудование может работать в температурном режиме от – 30 до + 50 °С. Комплект оборудования для производства ГРП: 1) блендер – МС-60; 2) насосные установки – FS-2251; 3) сандтрак (песковоз); 4) компьютерная станция; 5) транспортер блока манифольда; 6) манифольд; 7) резервуары; 8) скважина. 6. Подземное оборудование, применяемое для проведения ГРП При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности «K», «E», «Л», «M», «P», по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ. Для разобщения фильтровой зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре. Пакеры спускают в скважину на колонне подъѐмных труб. Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъѐмных труб созданы двухпроходные пакера. В соответствии с назначением для обеспечения надѐжной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования: должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый «рабочим давлением»; должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение. Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь). Якори – это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъѐмных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения еѐ с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной труб. Для проведения ГРП в СП «Катконефть» применяют пакер типа «Омегаматик», спускаемый в скважину на НКТ 3. 7. Жидкость разрыва и расклинивающий агент при ГРП 7.1. Жидкости, применяемые при ГРП В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: 1) жидкость разрыва; 2) жидкость-песконоситель; 3) продавочная жидкость. Жидкость разрыва является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создаѐтся давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. Жидкость-песконоситель используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть нефильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность. Продавочная жидкость применяется для продавки из насосно-компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости-песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью. Для гидроразрыва пластов на Когалымском месторождении рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объѐмом 85 м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт – 6÷8л/м3; САТ-НС-Act активатор – 4÷5л/м3; брейкер HGA-B – 1,2кг/м3. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0г/см3, рН=7, вязкость 150÷350кПас. 7.2. Пески, применяемые при ГРП В процессе гидравлического разрыва пласта на Когалымском месторождении применяется искусственный песок – проппант, имеющий два типоразме- ра: более крупный – 16/20 и более мелкий – 20/40. Типоразмеры определяются количеством размеров в сите на один квадратный дюйм. После просеивания диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2мм, у 20/40 – от 0,4 до 0,8мм. Количество ГРП, проведѐнных с типоразмерами 16/20 и 20/40, практически одинаково. При анализе гидравлического разрыва пласта существенных различий в эффективности обработок при применении этих типоразмеров проппанта не обнаружено. 8. Выбор скважин для гидравлического разрыва пласта При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта призабойной зоны скважины. При этом в случае многопластового объекта разработки параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме. Для глубокопроникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5-15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрывы в глинистых зонах, хотя наличие глинистых линз не может существенно влиять на результат разрыва пласта. Отмечается снижение результатов гидроразрыва от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву, в первую очередь, подвергаются скважины, продуктивность которых меньше, чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине. 8.1. Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий: скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти; скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора; скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим; скважины с загрязнѐнной призабойной зоной; скважины с высоким газовым фактором для его снижения (снижение газового фактора за счѐт ГРП достигается в скважинах, имеющих разгазированную область вокруг забоя); нагнетательные скважины с неравномерной приѐмистостью по продуктивному разрезу. 8.2. Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах: в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности; в скважинах с нарушенной фильтровой частью; в скважинах со сломом или смятием колонны; при недостаточной высоте подъѐма цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной. В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести цементировку для исправления кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта. 9. Описание технологии ГРП 9.1. Геофизические работы перед ГРП После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП. Геофизические исследования на скважине проводят для определения: технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности); качества цементного кольца в интервале перфорации, а также выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера; работающих интервалов пласта с помощью термограммы, термоиндуктивной и механической дебитометрии; продуктивности скважины путѐм замера кривых восстановления давления и восстановление уровней; дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида. Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора. После выдачи заключений данных геофизического материала производят спуск 3 НКТ высокопрочных (Рmax = 70 МПа) с пакером и установку (посадку) пакера выше интервала перфорации. Для каждой конкретной скважины рассчитывают количество жидкости разрыва и расклинивающего агента. К жидкости разрыва предъявляются сложные требования: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины 9.2. Технология проведения ГРП Технология проведения ГРП включает в себя основные этапы: 1) подготавливается скважина и в неѐ спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура; 2) рассчитываются параметры ГРП: объѐмы жидкости разрыва, жидкостипесконосителя, наполнителя и подаваемой жидкости; 3) в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП; 4) процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2-3 раза; 5) после разрыва пласта в скважину подаѐтся жидкость-песконоситель; 6) по окончании закачки жидкости-песконосителя в скважину подаѐтся продавочная жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт. В качестве жидкости разрыва используются жидкости, не отличающиеся от пластовых. Так, в нефтяных скважинах применяют нефть, а в нагнетательных – воду. С целью снижения фильтрующих свойств и повышения расклинивающего эффекта, вязкость жидкостей разрыва может быть увеличена добавкой различных загустителей. Жидкость-песконоситель должна обладать свойством удерживать закрепляющий трещину агент во взвешенном состоянии и хорошо проникать в пласт. Используют для этих целей вязкие жидкости – нефть, эмульсию, сульфит-спиртовую барду. Использование воды в качестве несущей агент жидкости требует осторожности, особенно при наполнителе – песке, так как возможно осаждение песка из смеси и образование сильных пробок. Наполнитель – агент, заполняющий трещину и препятствующий таким образом еѐ смыканию. Он должен обладать соответствующей механической прочностью и доступностью. В России для этих целей используют кварцевый песок с размером зѐрен от 0,5 до 1,2мм и плотностью 2650кг/м3. 9.3. Основные виды процесса ГРП В практике ГРП получили применение три основных вида процесса: поинтервальный, многократный и глубокопроникающий. Поинтервальный ГРП предполагает направленное воздействие давления на один из пропластков или пластов многопластовой залежи при исключении воздействия на другие. Одним из способов является изоляция выбранного интервала двумя пакерами. Существуют методы перекрытия нижних пластов засыпкой песком. Есть технология, заключающаяся в предварительной закачке в скважину полиэтиленовых шариков, которые устремляясь в более проницаемые пласты, закупоривают их фильтры. В дальнейшем при ГРП открытым остаѐтся пласт с меньшей проницаемостью. Многократный ГРП состоит в последовательном разрыве нескольких пропластков путѐм поочередного перекрытия образовавшейся трещины в области фильтра полиэтиленовыми шарами, нагнетаемыми потоками жидкости. Глубокое расклинивание микротрещин предполагает закачку в пласт жидкости, содержащей закрепляющий агент и разносящей его по сети естественных микротрещин. При этом необходимо, чтобы жидкость-носитель обладала достаточной вязкостью, имела слабые фильтрующие свойства и была способна к последующему саморазрушению. Такой жидкостью является нефтекислотная эмульсия, приготавливаемая на основе нефти и включающая в себя соляную кислоту, различные ПАВ, синтетические жирные кислоты. С помощью последних регулируется срок распада эмульсии. 10. Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к ГРП После подъѐма подземного оборудования из скважины, в неѐ спускают перо-воронку с шаблоном для промывки и шаблонирования эксплуатационной колонны. После чего на скважине производят геофизические исследования для определения технического состояния пласта, профиля приѐмистости, состояния эксплуатационной колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной. При положительном результате геофизических работ в скважину спускают скрепер для проработки интервала посадки пакера (30÷40м). После чего скважину промывают и поднимают скрепер. Спуск пакера производится на НКТ 3 с герметизацией резьб и перо-воронкой на НКТ 2 длиной 10м. Проводят геофизические работы по привязке пакера. После этого меняется объѐм в НКТ на воду или нефть и производят посадку пакера по результатам ГИС. При посадке пакера выполняется перемещение НКТ вверх на высоту над устьем пропорционально глубине посадки пакера (~0,1% от глубины посадки пакера). Прибор ГИВ покажет вес колонны НКТ. Затем, медленно опуская подвеску до устьевой головки, устанавливаем по показаниям прибора минимальный вес (стрелка прибора должна находиться в устойчивом положении). Последний раз перемещаем подвеску вверх до максимального значения веса и производим поворот колонны НКТ по часовой стрелке с одновременным медленным опусканием вниз. Показания прибора ниже минимального веса указывают на то, что автозахват пакера вышел из транспортного положения и пакер раскрылся. Вращение колонны НКТ прекращается. Медленно производим опускание колонны НКТ вниз до устьевой головки, наблюдая за показаниями прибора. Для гарантированной работы пакера требуется разгрузка на него колонны НКТ не менее 6-ти тонн. Далее, монтируется устьевая арматура и опрессовывается затрубное пространство на 120 атмосфер. Демонтируется подъѐмный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП. 11. Наземные операции и технология проведения ГРП СП «Катконефть» Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 2 ѐмкости объѐмом по 40м3, заполненных пресной водой. Расстанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта: 4 насосных агрегата FC-2251; 1 смеситель МС-60; 1 блок манифольда IS-200; 1 песковоз; 1 станцию контроля; 1 ЦА-320. После расстановки оборудования производят работы по приготовлению рабочей жидкости. Рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в ѐмкостях общим объѐмом 80÷100м3. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: CАТ-НС-2 – геллянт – 6-8 л/м3; САТ-НС-Асt – активатор – 4-5 л/м3; HGA-В – брейкер – 1,2 кг/м3. Весь процесс замешивания занимает около 1 часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости и вязкость 150-350кПас. Перед началом ГРП производится опрессовка манифольда, проверяется готовность техники и рабочей жидкости, проводится инструктаж персонала. Все насосные агрегаты управляются одним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта производится компьютером пескосмесительного агрегата. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП: давление на НКТ; давление на затрубье; скорость потока жидкости; концентрация проппанта; расход кросслинкера; подача проппанта. Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов: 11.1. Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимает зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси. Если коэффициент приѐ- мистости (отношение расхода жидкости к давлению нагнетания) при максимальном расходе жидкости возрастѐт не менее чем в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом приѐмистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком. Когда разрыв пласта, несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва, не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3÷4м3 слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости. 10.2. Закачка жидкости-песконосителя: Закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объѐмная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объѐмной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта. 10.3. Закачка продавочной жидкости для продавки песка в пласт: Продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчано- жидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объѐм продавочной жидкости должен быть равным или больше объѐма колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью: скорость потока жидкости; концентрация проппанта; расход кросслинкера; подача проппанта. После продавки песка в пласт и остановки агрегатов скважину закрывают. 12. Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после ГРП После окончания ГРП скважина закрывается для восстановления гидростатического давления и разгеливания жидкости разрыва. Для контроля за скважиной, на устье устанавливаются манометры, позволяющие следить за изменением давления в течение 12 часов (время, за которое происходит разгеливание жидкости разрыва). Испытание скважины производят путѐм открытия буферной задвижки и запуска скважины на отработку в ѐмкость с целью выноса из колонны НКТ неразгелившейся жидкости разрыва и остатков проппанта. Для освоения скважины на устье монтируется подъѐмный агрегат. На производство работ по освоению скважин составляется план работ. При срыве пакера поднимают колонну НКТ на высоту, при которой прибор (ГИВ или другого типа) покажет нагрузку на 5÷10% выше максимального веса НКТ при посадке. Делаем выдержку времени порядка 10÷15 мин. В этот момент открывается байпас (перепускное устройство пакера) и уравновешивается давление между НКТ и обсадной колонной. При отсутствии дифференциального давления, удерживающие штифты автоматически разводятся, пакер освобождается и его можно поднимать. Если срыв пакера не произошел, повторяем операцию по увеличению нагрузки на 15÷20% выше максимального веса до посадки пакера и делаем выдержку 15÷20мин. с целью уравновешивания жидкости в колонне НКТ и межтрубном пространстве. Производим глушение скважин жидкостью, удельный вес которой определѐн во время испытания скважины. После поднятия пакера в скважину спускается НКТ с пером-воронкой на конце для промывки скважины от проппанта до искусственного забоя. Для определения эффективности ГРП и подбора глубинно-насосного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины проводим комплекс геофизических работ с компрессированием скважины по снятию эксплуатационных характеристик. После обработки данных геофизики спускается в скважину глубинное насосное оборудование и запускается скважина в работу. 13. Определение интервалов продуктивной мощности после ГРП Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта. Небольшой объѐм активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения. Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин. 14. Анализ эффективности ГРП На 01.01.2017 г. на Когалымском месторождении проведено 15 ГРП по добывающим скважинам. Объѐм дополнительной добычи нефти составил 101,103 тыс. тонн. Среднее увеличение дебита в 5,2 раза. Успешность проведения ГРП – 100 %. Расчѐтная продолжительность эффекта – от 4 до 7 лет. На сегодняшний день для ТПП «Когалымнефтегаз» не существует аналогичного по масштабу мероприятия в области разработки нефтяного месторождения, имеющего столь высокую технико-экономическую эффективность, 29 % обработок проведены на самой ухудшенной части горизонта. Основной объѐм обработок пришелся на центральной части залежи, характеризующиеся малым притоком из пласта при опробовании и заниженным дебитом по сравнению с окружением. Можно отметить, что абсолютная эффективность метода (прирост дебита нефти к дебиту до обработки) изменяется в достаточно широких пределах. При среднем дебите нефти до обработки 7,9тонн/сут., прирост дебита по отдельным скважинам достигал 60тонн/сут. Из распределения видно, что доля успешных обработок составила 100%. Увеличение дебита жидкости после ГРП в значительной степени зависит от потенциальных возможностей скважины. Как потенциальную возможность рассмотрим максимальный дебит жидкости до ГРП. В условиях применения ГРП не только обеспечивает прирост дебита жидкости до максимально достигнутого до ГРП, но и значительно его превосходит. Применение метода позволит так же значительно улучшить эксплуатационные характеристики скважин после обработок. Важным технологическим достижением является то, что в активную разработку была вовлечена часть запасов краевой зоны. К техническим показателям процесса разрыва можно отнести: достигнутые давления, объѐм продавленного в пласт закрепляющего трещину материала; используемые жидкости разрыва. Проведѐнный анализ показал, что эффективность ГРП зависит от множества факторов, главными из которых являются: пространственная ориентация и геометрические размеры трещины; эксплуатационная характеристика скважин до ГРП; характеристика призабойной зоны пласта; характеристика пласта (степень неоднородности, объѐм слабодренируемых запасов, характер распределения песчаных прослоев). 15. Выводы и рекомендации по проведению ГРП на Когалымском месторождении С учѐтом анализа имеющегося опыта и теоретических исследований ГРП рекомендуется проводить на разбуриваемых залежах в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами недостаточно эффективно вырабатываемых в настоящее время. Перед проведением ГРП в этих зонах необходимо освоить (или усилить систему заводнения) и обеспечить давление, близкое к начальному пластовому давлению. Если возникают сложности с освоением заводнения и не удаѐтся обеспечить необходимую приѐмистость нагнетательных скважин, целе- сообразно проводить ГРП и в нагнетательных скважинах. ГРП проводят в первую очередь в добывающих скважинах в зонах стягивания контуров нефтеносности. Для ГРП следует выбрать безводные или малообводнѐнные скважины. Кроме того, при выборе скважин для проведения ГРП необходимо учитывать также наличие экранов, отделяющих продуктивный пласт от выше- и нижерасположенных пластов, толщиной не менее 8-10 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 4-5 м. Необходимо также учитывать техническое состояние колонн и т.д. Необходимо комплексное решение вопроса о выборе добывающих и нагнетательных скважин для проведения ГРП с вопросами совершенствования системы разработки и интенсификации системы заводнения залежи. Скважины для проведения ГРП необходимо выбрать после проведения анализа выработки рассматриваемого участка, учитывая местоположение остаточных запасов нефти и величину пластового давления. Резюмируя результаты анализа полученных в скважинах величин абсолютного и относительного прироста нефти; положения их на структуре относительно зон закачки, контура нефтеносности, активно-дренируемых или слабодренируемых участков; принадлежности к различным литотипам геологического разреза пласта; технологических показателей работ перед ГРП и т.д., можно отметить следующее: 15.1. В целом успешность проведения ГРП составляет около 95%. Следовательно вопрос о целесообразности дальнейшего расширения применения ГРП на Когалымском месторождении не вызывает сомнения. 15.2. Расчѐты показали, что реализованные мероприятия ГРП обеспечили увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения на 0,6 %. Это однозначно свидетельствует о том, что выбранная тактика проведения ГРП полностью соответствовала сложившейся системе разработки и существенно повысила еѐ эффективность. 15.3. Принципиального различия в эффективности проведения ГРП между скважинами, вскрывшими монолитный и тонкослоистый пласты, не установ- лено. В скважинах, где продуктивный пласт представлен монолитным коллектором, абсолютный и относительный эффект даже несколько выше. 15.4. В условиях Когалымского месторождения величина обводнѐнности продукции скважины перед проведением ГРП на технологическую эффективность этого мероприятия существенно не влияет. Тем не менее, при выборе скважин для проведения ГРП с обводнѐнностью более 40 % необходим более тщательный анализ. 15.5. При проведении ГРП в сравнительно высокопроизводительных скважинах кратность увеличения дебита ниже, но абсолютная величина прироста добычи нефти и стабильность эффекта во времени заметно выше, чем у низкодебитных. 15.6. Негативного влияния интерференции между подвергавшимися ГРП скважинами и окружающими их добывающими не выявлено. По всей видимости, это объясняется сравнительно низкими коллекторскими свойствами пласта и несопоставимостью протяжѐнности образовавшихся трещин с расстоянием между скважинами. Таким образом, полученные выводы и рекомендации на данной стадии применения ГРП на Когалымском месторождении показали хороший результат. В дальнейшем по мере увеличения объѐмов внедрения ГРП рекомендации могут быть спроектированы. Список литературы 1. Технологическая схема разработки Когалымского месторождения. – Уфа: «БашНИПИнефть», 1998. 2. Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО «ЛУКОЙЛ АИК» Электронный ресурс. Режим доступа: http://knowledge.allbest.ru/geology/3c0b65625b2ad69b5d53b89521316d26_0.html 3. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: теория и практика. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2010. – 539 с. 4. Булатов А.И., Волощенко Е.Ю., Кусов Г.В., Савенок О.В. Экология при строительстве нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для студентов вузов. – Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2011. – 603 с. 5. Булатов А.И., Савенок О.В. Капитальный подземный ремонт нефтяных и газовых скважин: в 4 томах. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2012-2015. – Т. 1-4. 6. Булатов А.И., Савенок О.В. Практикум по дисциплине «Заканчивание нефтяных и газовых скважин»: в 4 томах: учебное пособие. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2013-2014. – Т. 1-4. 7. Булатов А.И., Савенок О.В., Яремийчук Р.С. Научные основы и практика освоения нефтяных и газовых скважин. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 576 с. 8. Булатов А.I., Качмар Ю.Д., Савенок О.В., Яремiйчук Р.С. Освоєння нафтових і газових свердловин. Наука і практика: монографія. – Львів: Сполом, 2018. – 476 с. 9. Климов В.В., Савенок О.В., Лешкович Н.М. Основы геофизических исследований при строительстве и эксплуатации скважин на нефтегазовых месторождениях. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2016. – 274 с. 10. Попов В.В., Третьяк А.Я., Савенок О.В., Кусов Г.В., Швец В.В. Геофизические исследования и работы в скважинах: учебное пособие. – Новочеркасск: Лик, 2017. – 326 с. 11. Запорожец Е.П., Шостак Н.А., Антониади Д.Г., Савенок О.В. Способ гидравлического разрыва пласта. Патент № 2507389. Заявка № 2012133791. Приоритет изобретения 07 августа 2012 г. Зарегистрировано в Государственном реестре изобретений Российской Федерации 20 февраля 2014 г. Срок действия патента истекает 07 августа 2032 г. Патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Кубанский государственный технологический университет» (ФГБОУ ВПО «КубГТУ»). 12. Антониади Д.Г., Арутюнов Т.В., Савенок О.В. База данных «Гидравлический разрыв пласта». Свидетельство о государственной регистрации базы данных № 2015620811. Заявка № 2015620282. Дата поступления 27 марта 2015 г. Дата государственной регистрации в Реестре баз данных 25 мая 2015 г. 13. Савенок О.В., Кусов Г.В. Повышение эффективности газоконденсатоотдачи с помощью гидроразрыва пласта на Ново-Уренгойском газоконденсатном месторождении // Аналитический научно-технический журнал «ГеоИнжиниринг». – Краснодар: Изд-во ЗАО НИПИ «ИнжГео», 2006. – № 2. – С. 88-91. 14. Яковлев А.Л., Березовский Д.А., Кусов Г.В. Техника и технология проведения кислотного гидравлического разрыва пласта // Сборник статей научно-информационного центра «Знание» по материалам XXI Международной заочной научно-практической конференции «Развитие науки в XXI веке» (16 января 2017 года, г. Харьков). – Х.: научно-информационный центр «Знание», 2017. – Часть 2. – С. 25-40. 15. Яковлев А.Л., Кусов Г.В., Машаду Мартинью Лимбин Батишта, Очередько Т.Б. Анализ эффективности применения ГРП на Ельниковском нефтяном месторождении // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2017. – № 1. – С. 128-151. 16. Арутюнов Т.В., Березовский Д.А., Кусов Г.В. Анализ технологии проведения гидравлического разрыва пласта в условиях объекта Ю1 Снежного месторождения // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2017. – № 02; URL: vsn.esrae.ru/2-9 Режим доступа: http://vsn.esrae.ru/pdf/2017/02/9.PDF 17. Арутюнов Т.В., Березовский Д.А., Кусов Г.В. Анализ эффективности гидроразрыва пласта на Сабанчинском нефтяном месторождении // Вестник студенческой науки кафедры информационных систем и программирования. – 2017. – № 03; URL: vsn.esrae.ru/3-14 Режим доступа: http://vsn.esrae.ru/pdf/2017/03/14.PDF 18. Дашкевич Д.В., Шальская С.В. Арутюнов Т.В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пласта ЮВ1 Верхне-Колик-Ёганского месторождения // Научный журнал НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИИ (политехнический вестник). – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг», 2017. – № 4. – С. 250-274. 19. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., Petrushin E.O., Likhacheva O.N., Kusov G.V. Secondary opening of productive layers // Advances in Engineering Research, volume 133 Proceeding of the International Conference «Actual Issues of Mechanical Engineering» 2017 (AIME 2017) Pages: 734-741 Режим доступа: http://www.atlantis-press.com/proceedings/aime-17/articles?q=savenok 20. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., Datsenko E.N., Orlova I.O., Likhacheva O.N., Petrushin E.O. Technology and Field Tests of Cement Slurry Treatment by Means of Electrical Hydropulse Device in the Initial Period of WOC // International Journal of Advanced Biotechnology and Research (IJBR) Volume 8, Issue 4, 2017, pp. 1061-1066 ISSN 0976-2612, Online ISSN 2278-599X Режим доступа: https://drive.google.com/file/d/1We1PZT4aPJk_SB69iLvVZugUvZuJ4LAN/view References 1. Tekhnologicheskaya skhema razrabotki Kogalymskogo mestorozhdeniya. – Ufa: «BashNI-PIneft'», 1998. 2. Gidravlicheskij razryv plasta na Kogalymskom mestorozhdenii ZAO «LUKOJL AIK» EHlektronnyj resurs . Rezhim dostupa: http://knowledge.allbest.ru/geology/3c0b65625b2ad69b5d53b89521316d26_0.html 3. Bulatov A.I., Savenok O.V. Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin: teoriya i praktika. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2010. – 539 s. 4. Bulatov A.I., Voloshchenko E.YU., Kusov G.V., Savenok O.V. EHkologiya pri stroitel'stve neftyanyh i gazovyh skvazhin: uchebnoe posobie dlya studentov vuzov. – Krasnodar: OOO «Prosveshchenie-YUg», 2011. – 603 s. 5. Bulatov A.I., Savenok O.V. Kapital'nyj podzemnyj remont neftyanyh i gazovyh skvazhin: v 4 tomah. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2012-2015. – T. 1-4. 6. Bulatov A.I., Savenok O.V. Praktikum po discipline «Zakanchivanie neftyanyh i gazovyh skvazhin»: v 4 tomah: uchebnoe posobie. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 20132014. – T. 1-4. 7. Bulatov A.I., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Nauchnye osnovy i praktika osvoeniya neftyanyh i gazovyh skvazhin. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 576 s. 8. Bulatov A.I., Kachmar YU.D., Savenok O.V., YAremijchuk R.S. Osvoєnnya naftovih і ga-zovih sverdlovin. Nauka і praktika: monografіya. – L'vіv: Spolom, 2018. – 476 s. 9. Klimov V.V., Savenok O.V., Leshkovich N.M. Osnovy geofizicheskih issledovanij pri stroitel'stve i ehkspluatacii skvazhin na neftegazovyh mestorozhdeniyah. – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2016. – 274 s. 10. Popov V.V., Tret'yak A.YA., Savenok O.V., Kusov G.V., SHvec V.V. Geofizicheskie issledovaniya i raboty v skvazhinah: uchebnoe posobie. – Novocherkassk: Lik, 2017. – 326 s. 11. Zaporozhec E.P., SHostak N.A., Antoniadi D.G., Savenok O.V. Sposob gidravlicheskogo razryva plasta. Patent № 2507389. Zayavka № 2012133791. Prioritet izobreteniya 07 avgusta 2012 g. Zaregistrirovano v Gosudarstvennom reestre izobretenij Rossijskoj Fede-racii 20 fevralya 2014 g. Srok dejstviya patenta istekaet 07 avgusta 2032 g. Patentooblada-tel': Federal'noe gosudarstvennoe byudzhetnoe obrazovatel'noe uchrezhdenie vysshego pro-fessional'nogo obrazovaniya «Kubanskij gosudarstvennyj tekhnologicheskij universitet» (FGBOU VPO «KubGTU»). 12. Antoniadi D.G., Arutyunov T.V., Savenok O.V. Baza dannyh «Gidravlicheskij raz-ryv plasta». Svidetel'stvo o gosudarstvennoj registracii bazy dannyh № 2015620811. Zayavka № 2015620282. Data postupleniya 27 marta 2015 g. Data gosudarstvennoj registracii v Reestre baz dannyh 25 maya 2015 g. 13. Savenok O.V., Kusov G.V. Povyshenie ehffektivnosti gazokondensatootdachi s pomoshch'yu gidrorazryva plasta na Novo-Urengojskom gazokondensatnom mestorozhdenii // Analiticheskij nauchno-tekhnicheskij zhurnal «GeoInzhiniring». – Krasnodar: Izd-vo ZAO NIPI «InzhGeo», 2006. – № 2. – S. 88-91. 14. YAkovlev A.L., Berezovskij D.A., Kusov G.V. Tekhnika i tekhnologiya provedeniya kislotnogo gidravlicheskogo razryva plasta // Sbornik statej nauchno-informacionnogo centra «Znanie» po materialam XXI Mezhdunarodnoj zaochnoj nauchno-prakticheskoj konferencii «Razvitie nauki v XXI veke» (16 yanvarya 2017 goda, g. Har'kov). – H.: nauchno-informacionnyj centr «Znanie», 2017. – CHast' 2. – S. 25-40. 15. YAkovlev A.L., Kusov G.V., Mashadu Martin'yu Limbin Batishta, Ochered'ko T.B. Analiz ehffektivnosti primeneniya GRP na El'nikovskom neftyanom mestorozhdenii // Na-uchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasno-dar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 1. – S. 128-151. 16. Arutyunov T.V., Berezovskij D.A., Kusov G.V. Analiz tekhnologii provedeniya gidravlicheskogo razryva plasta v usloviyah ob"ekta YU1 Snezhnogo mestorozhdeniya // Vestnik studencheskoj nauki kafedry informacionnyh sistem i programmirovaniya. – 2017. – № 02; URL: vsn.esrae.ru/2-9 Rezhim dostupa: http://vsn.esrae.ru/pdf/2017/02/9.PDF 17. Arutyunov T.V., Berezovskij D.A., Kusov G.V. Analiz ehffektivnosti gidrorazry-va plasta na Sabanchinskom neftyanom mestorozhdenii // Vestnik studencheskoj nauki kafedry informacionnyh sistem i programmirovaniya. – 2017. – № 03; URL: vsn.esrae.ru/3-14 Rezhim dostupa: http://vsn.esrae.ru/pdf/2017/03/14.PDF 18. Dashkevich D.V., SHal'skaya S.V. Arutyunov T.V. Tekhnika i tekhnologiya provedeniya gidravlicheskogo razryva plasta YUV1 Verhne-Kolik-YOganskogo mestorozhdeniya // Nauchnyj zhurnal NAUKA. TEKHNIKA. TEKHNOLOGII (politekhnicheskij vestnik). – Krasnodar: OOO «Izdatel'skij Dom – YUg», 2017. – № 4. – S. 250-274. 19. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., Petrushin E.O., Likhacheva O.N., Kusov G.V. Secondary opening of productive layers // Advances in Engineering Research, volume 133 Proceeding of the International Conference «Actual Issues of Mechanical Engineering» 2017 (AIME 2017) Pages: 734-741 Режим доступа: http://www.atlantis-press.com/proceedings/aime-17/articles?q=savenok 20. Savenok O.V., Arutyunyan A.S., Datsenko E.N., Orlova I.O., Likhacheva O.N., Petrushin E.O. Technology and Field Tests of Cement Slurry Treatment by Means of Electrical Hydropulse Device in the Initial Period of WOC // International Journal of Advanced Biotechnology and Research (IJBR) Volume 8, Issue 4, 2017, pp. 1061-1066 ISSN 0976-2612, Online ISSN 2278-599X Режим доступа: https://drive.google.com/file/d/1We1PZT4aPJk_SB69iLvVZugUvZuJ4LAN/view THE ANALYSIS OF EFFICIENCY OF HYDRAULIC FRACTURING CONDUCTING ON THE KOGALYMSKOYE FIELD Arutyunov T.V.1, Berezovskiy D.A.2, Kusov G.V.3 1 The design and monitoring department of the field development of the Stavropol territory LLC «Oil Company «Rosneft» - Scientific and Technical Center», +7(918)-47-44-984, arutyunov-tatos@mail.ru 2 Deputy chief of department of the branch LLC «Gazprom mining Krasnodar», Kanevskoe gas field management 3 Graduate student North-Caucasian Federal University The article provides a visual representation of the effectiveness of one of the methods of influence on the bottomhole formation zone – hydraulic fracturing of the formation at the Kogalymskoye field. The application of hydraulic fracturing in domestic and foreign practice is shown. The fracturing fluid and propping agent for fracturing are considered. The choice of wells for hydraulic fracturing of the formation is justified. The description of the technology of hydraulic fracturing (geophysical work before the hydraulic fracturing, the technology of hydraulic fracturing, the main types of the hydraulic fracturing process) is given. The conclusions and recommendations obtained at this stage of the application of the hydraulic fracturing at the Kogalymskoye field showed a good result. Keywords: hydraulic fracturing of the formation; equipment used for hydraulic fracturing; selection of wells for hydraulic fracturing; description of the technology of hydraulic fracturing; well development after hydraulic fracturing; analysis of the efficiency of hydraulic fracturing; conclusions and recommendations on the implementation of hydraulic fracturing.
