Технология направленного гидроразрыва пласта на Солкинском месторождении

При проведении комплексной пластической перфорации перед проведением ГРП увеличиваются показатели дебита жидкости и нефти после ГРП (при практически одинаковых показателях обводненности). Так, средний прирост по нефти, приходящийся на 1 скважину по первому месторождению после ГРП с применением комплексной пластической перфорации, составил 12,6 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией – 8,11 тонн/сут., что в 1,5 раза меньше. Эффект ГРП с применением комплексной пластической перфорации держится гораздо более продолжительный срок, нежили с применением кумулятивной перфорации.

Как показал анализ второго месторождения, средний прирост нефти, приходящийся на 1 скважину по данному месторождению после ГРП при применении комплексной пластической перфорации, составил 20 тонн/сут., после ГРП с кумулятивной перфорацией – 10,5 тонн/сут, что почти в 2 раза меньше.

Многие нефтяные и сервисные компании пытались применять различные технологии по предотвращению прорыва трещин и ограничения их вертикального роста. Большая часть таких попыток успеха не приносила. Компанией Schlumberger разработана и успешно применяется комбинированная технология по контролю за вертикальным ростом трещины. Эта запатентованная технология J-FRAC, применяемая перед основным ГРП, использует избирательную закачку искусственных барьеров, а также специальные системы жидкостей и графики закачки. Показано, что внедрение новой технологии решает проблему контроля высоты трещины в условиях, при которых отмечается риск несдерживаемого роста трещин в ходе ГРП на месторождениях Западной Сибири.

В Западной Сибири, где обычным требованием к ГРП является высокая проводимость трещины — закачивается проппант крупных размеров (12/18 и крупнее) и средней прочности при технологии (TSO) концевого экранирования [1], рост трещины в высоту тем более является одной из основных причин преждевременных остановок («стопов») при ГРП. Размещение проппанта вне продуктивной зоны при росте трещины, а также его недозакачка из-за преждевременной остановки в свою очередь снижают продуктивность трещины.

Описание технологии J-FRAC. В качестве определения технологии может быть приведено следующее: J-FRAC-технология по улучшенному сдерживанию вертикального роста трещины включает в себя размещение смеси различных твердых и специальных материалов, от крупного до мелкого размера, закачиваемой между буфером и проппантными стадиями или на протяжении стадии буфера, которая «блокирует» и «изолирует» давление на (и проникновение жидкости через) зоны барьеров (рис. 2.5).

J-FRAC материал — это  смесь определенного размера твердых частиц подобранных в специальном соотношении для идеальной упаковки и минимальной проницаемости. Последовательность закачки J- FRAC состоит в размещении смеси J- FRAC между стадией буфера и проппантными стадиями основной работы — с маленькой концентрацией ~ 120 KgPA (~ 1 кг/м3), затем закачивается запланированная работа ГРП. Назначение крупных частиц в смеси — создать механический мост на глинистых барьерах, а две более мелкие фракции частиц используются для устранения утечек через крупные. Без мелких частиц жидкость (а соответственно, и давление) проходила бы сквозь крупные частицы и продолжала развивать трещину в вертикальном направлении, создавая «зону смыкания», что приводит к прорыву жидкости ГРП из зоны интереса и часто к незамедлительной остановке работы («стопу»).  Как правило, последствиями этого являются нежелательная геометрия трещины, дебит скважины ниже запланированного, дополнительные расходы на работы по ЗР ГРП и необходимость в повторных ГРП по пласту.

 

 

 

 

Рис. 2.5  Идеальная упаковка смеси  J-FRAC

 

На декабрь 2006 г. по Советскому месторождению проведено 36 работ ГРП по технологии J-FRAC. Было проведено сравнение этих 36 работ с 11 ГРП по стандартной технологии. В таблице 2.3 дан анализ осредненного сравнения разных подходов. Как видно, J-FRAC-технология дала меньшие дебиты, чем обычный ГРП.

Таблица 2.3

Информация по дебитам после ГРП

Параметры работы	после ГРП J-FRAC	Обычный ГРП
Средняя обводненность	46%	75%
Средний дебит жидкости	57 м3 /сут	170 м3 /сут
Средний дебит нефти	26 т/сут	31 т/сут

 

Можно заключить, что средняя скважина после ГРП по технологии J-FRAC имеет: • 4-кратный прирост по дебиту жидкости; • увеличение в 3,2 раза по дебиту нефти; • рост обводненности на 15%; • прирост по дебиту нефти — 20 т/сут.

Многие скважины получили снижение обводненности после ГРП с технологией J- FRAC, что еще раз подтверждает эффективность метода в предотвращении прорыва трещины.

Возможность проведения экономически выгодных ГРП на пласте (- ах), предрасположенных к неконтролируемому росту трещин, позволили разработчику расширить спектр операций по стимуляции скважин, на которых ни разу не проводился ГРП. Так как количество скважин — кандидатов на проведение ГРП на старом месторождении в целом постоянно снижается, данный метод становится важным инструментом интенсификации притока скважин и продления экономически выгодного периода эксплуатации месторождения.

2.3 Промывка скважины после  ГРП

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка, геля и парафина, осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рис. 2.6

У устья скважины располагают агрегат с колонной труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.

Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

Скорость восходящего потока при работе с НКТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 450.

Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта непрерывной трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения.

Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в НКТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

 

Рис. 2.6Технология удаления геля и парафина в импульсном режиме

а) спуск НКТдо контакта с проппантом; б) выход на заданный режим промывки; в) промывка ГРП с подключением пластовой энергии;                          г) проработка интервала и освоение скважины

Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в НКТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть поглощение технологической жидкости. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны непрерывных труб.

Поэтому при планировании операций по удалению проппантовых пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердых частиц, слагающих пробку в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения НКТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пакеру через колонну НКТ. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки

Известен способ обработки призабойной зоны скважин, включающий закачку раствора кислоты  с добавками ингибиторов. Основным недостатком способа является невозможность использования его при температурах пласта свыше 60oC из-за утраты заводскими добавками ингибиторов защитных свойств и, как следствие, загрязнением пласта продуктами коррозии. Наиболее близким к предложенному способу по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ). Основной недостаток прототипа - его низкая эффективность при пластовых температурах свыше 60oC и снижение продуктивности пласта из-за быстрой нейтрализации раствора, а также высокого поверхностного натяжения границы "раствор - пластовая среда", ведущего к снижению продуктивности пласта. Целью изобретения является повышение эффективности воздействия на пласт, повышение продуктивности при пластовых температурах свыше 60oC. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем закачку раствора кислоты с ПАВ, перед закачкой рабочего раствора проводят промывку скважины обычным промывочным раствором (техническая вода, 3% раствор хлористого калия) с постепенным допуском насосно-компрессорных труб (НКТ) до верхней зоны перфорации, а ниже до забоя промывку ведут 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза) на 3% растворе хлористого калия сдобавлением0,1% ПАВ, нижний конец (башмак) насосно-компрессорных труб (НКТ) устанавливается на уровне середины фильтра, затем закачивается раствор 12% технической соляной кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной закачкой в насосно-компрессорные трубы и затрубное пространство (динамическая кислотная ванна) в течение до 2 часов, затем, после промывки, рабочим раствором двенадцатипроцентной технической соляной кислоты с добавкой от 0,8% до1,25 ПАВ в объеме 0,5 - 0,7 м3 на каждый метр вскрытой эффективной толщины пласта проводят солянокислотную обработку с последующей выдержкой до 3 часов, очисткой забоя от продуктов реакции промывкой или продавкой их в пласт большеобъемным, в 2-3 раза превышающим объем рабочего раствора, низкоконцентрированным до 0,6% раствором кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ, а в качестве добавок служат неионогенные ПАВ с высокой адсорбционной способностью.

Существенные признаки:

- предварительная промывка  скважины обычным промывочным  раствором (техническая вода, 3% раствор  хлористого калия) с допуском  насосно-компрессорных труб до  верхней зоны перфорации, а ниже  до забоя составом с высокими пескоудерживающими свойствами, 2% раствором КМЦ (карбоксилметилцеллюлозы) на 3% хлористого калия с добавкой 0,1% ПАВ и установка нижнего конца насосно-компрессорных труб (башмака) на уровне середины фильтра;

- создание динамической  кислотной ванны путем закачки  раствора 12% технической соляной  кислоты с добавкой от 0,1% до 1% ПАВ в режиме "полоскания" попеременной  закачкой в насосно-компрессорные  трубы и в затрубное пространство  в течение до 2 часов и последующая  промывка скважины; 
- закачка рабочего раствора двенадцатипроцентного раствора соляной кислоты с добавкой от 0,8% до 1,2% ПАВ в объеме 0,5-0,7 м3 на 1 метр вскрытой эффективной толщины пласта и последующая выдержка в течение не  более 3 часов;

- очистка забоя от продуктов  реакции промывкой либо продавкой  в пласт большеобъемными, в 2-3 раза  превышающими объем рабочего  раствора, низкоконцентрированными  до 0,6% растворами кислоты с добавками  от 0,1 до 1% ПАВ и освоение скважины;

- использование в качестве  добавок неионогенных ПАВ с  высокими адсорбционными свойствами.

2.4 Сущность метода кислотной обработки трещин

При кислотных обработках в скважинах с высокими забойными температурами (свыше 60oC) эффективность обработок снижается из-за быстрой нейтрализации кислотного раствора и отсутствия возможности воздействия активного раствора на удаленные зоны пласта.

Значительно возрастает коррозия подземного оборудования из-за ухудшения при повышенных температурах свойств ингибиторов, вводимых при изготовлении кислоты. Возникает опасность загрязнения пласта соединениями железа и, как следствие, ухудшения его коллекторских свойств, снижения нефтеотдачи. Сокращается срок службы подземного оборудования, увеличивается возможность возникновения аварий. В составе забойных отложений содержится большое количество соединений железа (в т.ч. магнитной окалины), которые из-за высокого удельного веса не извлекаются при обычных промывках, и при воздействии солянокислотных обработок происходит дополнительное насыщение пласта этими соединениями. Кроме того, основной кислоторастворимой частью коллектора являются включения, содержащие соединения железа, алюминия, а также двуокись кремния, которые в отработанных растворах могут образовывать гелеобразные осадки, значительно снижающие проницаемость призабойной зоны пласта.