Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении. Катка нефть грп


Гидравлический разрыв пласта (ГРП) для интенсификации работы скважины

  46-51_07_2016(385,9 KiB, скачали - 373)

В объединении «Белоруснефть», как и во всех ведущих нефтегазовых компаниях, для повышения нефтеотдачи пласта, освоения остаточных трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья применяются современные технологии и оборудование.

Одним из самых эффективных методов интенсификации работы скважины, имеющихся в арсенале белорусских нефтяников, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).  Эта технология позволяет «оживить» объекты, на которых добыча нефти традиционными способами уже невозможна или малорентабельна.

История метода

Первые попытки интенсификации добычи нефти были предприняты в 1895 году в США. Там испытали метод стимулирования добычи из плотных пород с помощью взрыва нитроглицерина. Затем американцы опробовали технологию кислотной обработки призабойной зоны скважины. В ходе этих обработок выяснилось, что под действием давления возможен разрыв пласта.

Так зародилась идея гидравлического разрыва. Впервые его провели в 1947 году, но неудачно. Спустя два года компания Halliburton успешно выполнила два ГРП в Оклахоме и Техасе. Через 40 лет общее количество проведенных гидроразрывов перевалило за 1 млн операций, а сфера применения этой технологии настолько расширилась, что около 40% скважин после бурения подлежало проведению ГРП. И это только в США.

В СССР метод начали использовать с 1952 года, а широкое применение он получил в конце 1990-х. Сейчас лидирующие позиции по количеству проводимых ГРП занимают США, Россия и Канада. В 2014-м в России было проведено более 13,5 тыс. операций. И, несмотря на мировой экономический кризис, этот рынок «не снизил оборотов» в 2015 году.

Не дань моде, а необходимость

Активный интерес к гидравлическому разрыву пласта в «Белоруснефти» стали проявлять примерно 20 лет назад. Тогда уже очевидным стал факт, что если делать ставку только на свои традиционные технологии для увеличения повышения нефтеотдачи, то поддерживать требуемый уровень добычи углеводородов будет сложно. Нужен был новый мощный инструмент интенсификации притока. Поэтому апробация нового метода стала вынужденной необходимостью. Но как быть, ведь у предприятия белорусских нефтяников нет нужного оборудования и обученного персонала? Было принято решение привлечь для осуществления работ по гидроразрыву пласта иностранные сервисные компании.

— Первая попытка определить степень эффективности метода ГРП на белорусских месторождениях была предпринята в августе-сентябре 1997 года, — вспоминает начальник Тампонажного управления «Белоруснефти» Александр Завьялов.

— Договор был заключен с Schlumberger — одной из крупнейших мировых сервисных компаний в нефтегазовой отрасли, имеющей значительный опыт в проведении ГРП. Из 100 объектов-кандидатов со средней и низкой продуктивностью были отобраны пять. На скважинах № 238 и 250 Речицкого месторождения были осуществлены два гидроразрыва в терригенных коллекторах с закачкой проппанта.

На Мармовичской площади (скважины № 72 и 76), а также на 115-й скважине Вишанского месторождения иностранные специалисты провели три соляно-кислотных разрыва (СКР) в карбонатных коллекторах с закачкой в пласт порций соляной кислоты. Увы, результативность выполненных ГРП оказалась незначительной и находилась на уровне обычных обработок призабойной зоны. Низкая эффективность примененных технологий была обусловлена тем, что их не адаптировали к конкретным условиям белорусских нефтяных месторождений.

Первый блин, как говорится, вышел комом. Метод ГРП в «Белоруснефти» на какое-то время ушел на второй план. Но из-за отсутствия технологий, позволяющих эффективно интенсифицировать добычу особенно из скважин с трудноизвлекаемыми запасами, в 2004 году снова вспомнили о гидроразрыве. Вновь пришлось прибегнуть к услугам «варягов».

На этот раз выбор пал на российскую компанию «Пурнефтеотдача». Для ГРП было подготовлено несколько скважин с разным дебитом Речицкого (вендская залежь) и Барсуковского (ланская залежь) месторождений. Россияне вместе со специалистами управления по повышению нефтеотдачи пластов и ремонту скважин выполнили одну операцию по соляно-кислотному разрыву и 11 — по гидроразрыву пласта. Часть из них были удачными, но на скважинах ланского горизонта с глубиной залегания продуктивного пласта выше 3 км попытки не увенчались успехом.

Польский вектор

В 2005-м на смену россиянам пришел польский лидер нефтяного сервиса —предприятие «KРОСНО». Эта компания стала партнером «Белоруснефти» после тщательного отбора претендентов. Ее специалисты успешно проводили ГРП в Чехии, Словакии, Украине.

В Беларуси поляки за два года выполнили более 20 операций в основном кислотных разрывов с применением нефтекислотной эмульсии на скважинах Речицкого, Некрасовского, Чкаловского, Северо-Домановичского, Березинского, Мармовичского, Южно-Тишковского, Ново-Давыдовского, Славаньского месторождений. В процессе работы в распоряжении польских специалистов были различные по коллекторским свойствам скважины глубиной от 2,7 до 4,3 км.

Несмотря на успех ряда операций и полученный небольшой прирост дебетов, полностью достичь запланированных показателей не удалось. Поляки, как и их коллеги из «Шлюмберже» и «Пурнефтеотдачи», столкнулись с большим количеством трудностей и неприятных сюрпризов.

Многие операции сопровождались высоким устьевым давлением, мешавшим технике довести операцию до конца либо вовсе диктовавшим отказ от проведения ГРП. Важно и то, что, когда иностранцы работали на белорусских скважинах, специалисты объединения учились, насколько это было возможно. Не все подрядчики делились своими знаниями, это понятно. Вместе с тем был накоплен опыт по планированию операций разрыва пласта, выполнению и сопровождению работ, весьма пригодившийся впоследствии.

Свой флот ГРП

Оценив результаты работы иностранных компаний и понимая необходимость дальнейшего развития технологии ГРП на своих месторождениях, в «Белоруснефти» пришли к окончательному решению: больше не прибегать к помощи зарубежных подрядчиков, а обзавестись собственным оборудованием для выполнения гидроразрывов. Анализ добывающего фонда скважин, обобщение опыта по разрывам пластов и подготовка собственных специалистов позволили сделать однозначный вывод о готовности работать самостоятельно и о том, что оборудование для ГРП в Беларуси должно соответствовать нашим геологическим условиям.

— Геологические условия белорусских месторождений отличаются от других нефтеносных регионов СНГ и дальнего зарубежья значительной глубиной залегания продуктивных пластов — до 4-4,5 км — и большой прочностью пород на разрыв, — комментирует ситуацию первый заместитель директора — главный инженер «БелНИПИнефть» Антон Серебренников. 

— Соответственно, нам нужен был комплекс, способный эффективно осуществлять ГРП на такой глубине.

Но где его взять? Выбор фирмы-изготовителя был сделан не сразу. Рассматривались разные предложения, изучались возможности ведущих производителей нужной нам техники.

В итоге остановились на отечественной компании — СЗАО «ФИДмаш» (группа ФИД). Технические требования к оборудованию готовили совместно специалисты «БелНИПИнефть», управления скваженных технологий и сервиса, Тампонажного управления и управления по ремонту скважин.

Разработка и адаптация реагентов для ГРП и кислотного ГРП (КГПР) проводилась совместно с российской компанией «Химеко-ГАНГ». Параллельно готовили и персонал.

Минские производители справились с заданием в короткий срок, и в конце осени 2007-го белорусские нефтяники получили свой первый флот ГРП и СКР. Он состоял из двух насосных установок, станции контроля управления, блока-манифольда, блендера и мог развивать давление в скважине до 1 000 атмосфер.

Наряду с флотом был приобретен программный комплекс FracproPT — один из лучших симуляторов гидроразрыва. С его помощью специалисты отдела техники и технологии воздействия на пласт нашего научного центра «БелНИПИнефть» приступили к моделированию ГРП, составлению дизайн-проектов. Подбор рецептур жидкости разрыва осуществлялся в тесной связке с сотрудниками Российского госуниверситета нефти и газа им. Губкина

Первое собственное испытание комплекса ГРП-СКР состоялось 20 ноября 2007 года на 83-й скважине Давыдовской площади. Через короткое время флот доказал свою эффективность. Операции ГРП, проведенные в 2008 году, подтвердили, что решение изготовить флот под конкретные условия белорусского региона было правильным. Работы велись как на опробованных залежах, так и на объектах повышенной сложности.

В результате то, что не удалось выполнить иностранным подрядчикам, было успешно реализовано силами своих специалистов на скважинах Некрасовской, Вишанской и Барсуковской площадей. Полученный опыт позволил уверенно перейти к бурению проектного фонда на терригенных залежах некоторых месторождений, так как появилось реальное подтверждение возможности создания системы разработки с помощью гидроразрыва пласта.

Кто стоял у истоков технологии гидроразрыва пласта?

Обкатка высокотехнологичной техники и оттачивание навыков персоналом начались уже с первых ГРП и СКР. Основные усилия были направлены на совершенствование проведения операций, обеспечение ритмичности и оперативности работы на всех стадиях — от подготовки скважины к операции до ее освоения.

У истоков внедрения новой технологии в то время стояла группа работников из разных подразделений:

  •  — Николай Демяненко,
  •  — Антон Серебренников и Владимир Воробей — из «БелНИПИнефть»,
  •  — Александр Астафьев,
  •  — Сергей Кузуб и Алексей Кудян — представители УПНПиРС,
  •  — Юрий Чечет и Юрий Петров — из Тампонажного управления,
  •  — специалисты Управления скважинных технологий и сервиса во главе с его начальником Игорем Игнатюком.

Именно они и специалисты других служб главного инженера заложили фундамент технологии, определили направления развития ГРП.

На первых порах было непросто. Элементарно не хватало опыта, иногда «шли на ощупь», учились на своих ошибках. В арсенале были лишь теория да скудный опыт работы с коллегами из зарубежных компаний. По сути, и технику, и технологию осваивали, что называют, с нуля. Изначально слабым по нынешним меркам был и уровень инжиниринга. Как в химическом, так и «дизайнерском» плане.

Одна рецептура жидкости для всех условий, довольно примитивный химический контроль на скважине. Про анализ мини-ГРП и калибровку модели по специальным методикам в программном комплексе и говорить не приходилось. Тем не менее «первопроходцам» удавалось получить неплохой эффект на залежах, которые и сейчас считаются сложными объектами

Сложно переоценить вклад в дело становления метода Владимира Воробья, работавшего тогда технологом лаборатории интенсификации добычи нефти «БелНИПИнефть». Его опыт и интуиция иногда с успехом заменяли целый комплекс лабораторного оборудования на скважинах.

В 2009 году под эгидой заместителя генерального директора «Белоруснефти» по производству Александра Призенцова было принято решение о создании отдельного подразделения — сервисной службы по ГРП и СКР.

belchemoil.by

ГРП доказал эффективность. Удмуртнефть добыла 30-миллионную тонну нефти на Ельниковском месторождении // Добыча // Новости

Ижевск, 16 апр - ИА Neftegaz.RU. Удмуртнефть, СП Роснефти и Sinopec, добыла 30-миллионную тонну нефти на Ельниковском месторождении с момента начала его разработки в 1977 г.

Об этом Роснефть сообщила 16 апреля 2018 г.

 

Ельниковское месторождение, открытое в 1972 г, расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики, в 100 км от г Ижевск и в 35 км от г Сарапул.

Площадь месторождения - около 135 км2, по территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяя Прикамский участок недр от Ельниковского месторождения.

Это 1е из группы месторождений Сарапульского Прикамья: Ельниковское, Ончугинское, Котовское, Кырыкмасское, Заборское, Ломовское, Прикамское.

В опытно-промышленную эксплуатацию месторождение введено в 1977 г.

 

Говоря языком геологов, Ельниковское месторождение - ти­пичное для прибортовой части Камско-Ки­нельской системы прогибов, характеризующихся наличием относительно боль­шой по площади приподнятой зоны, объединяющей целый ряд неболь­ших под­нятий, к которым приурочена основная залежь нефти.

Ельниковское месторождение - приподнятая зона северо-восточного простирания, которая включает ряд мелких поднятий (Соколовское, Ельни­ковское, Апа­лихинское) с амплитудами 15-20 м.

Структурное строение месторождения и прилегающей территории наи­бо­лее полно изучено по пермским отложениям.

По кровле стерлитамакского го­ризонта в пределах изогипсы минус 280 м.

 

В настоящее время на Ельниковском месторождении действует 505 скважин, которые обеспечивают добычу 2150 т/сутки нефти.

Месторождение стало площадкой для испытаний нового оборудования и технологий для интенсификации добычи:

- одна из наиболее успешных примененных технологий нефтедобычи - одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) пластов, в тч новые компоновки ОРЭ закачки и добычи, зарезка боковых горизонтальных стволов (ЗБС).

-  комплекс геолого-технических мероприятий (ГТМ), в т.ч гидроразрывы пласта (ГРП), дострелы пласта, изоляционные работы по ограничению водопритока, обработки призабойной зоны.

С 2017 г на карбонатных коллекторах применяется кислотный гидравлический разрыв пласта с дозакреплением проппантом (КПГРП).

Если на песчаных коллекторах наиболее распространен проппантный ГРП, когда проппант - расклинивающий материал, закачивается в процессе ГРП для предотвращения смыкания трещин, то кислотный ГРП, при котором в качестве жидкости разрыва используется кислота, более подходит именно к карбонатным коллекторам.

Проведенные 37 операций ГРП дали средний пусковой прирост около 11 т/сутки.

На базе данного опыта была пересмотрена стратегия разработки месторождения в сторону увеличения проведения операций ГРП как наиболее эффективного способа повышения эффективности нефтедобычи.

Более того, этот опыт Удмуртнефть тиражирует на других месторождениях, в т.ч на Котовском.

В 1м квартале 2018 г на 14 скважинах Ельниковского и Котовского месторождений выполнены 24 операции.

Средний прирост на одну скважину достиг 11,9 т/сутки, суммарный прирост составил 163 т/сутки.

В мае-июне 2018 г планируется провести еще 36 операций ГРП, в т.ч опытно-промышленные испытания на верейско-башкирских объектах Гремихинского, Киенгопского и Михайловского месторождений.

 

Роснефть и Sinopec с 2006 г владеют Удмуртнефтью через компанию Промлизинг, в которой Роснефть имеет контрольный пакет.

В целом Удмуртнефть ведет разведку и разработку 33 месторождений в республике, но имеет порядка 60 лицензий на право пользования недрами на лицензионных участках, расположенных на территории республики.

В 2017 г Удмуртнефть открыла 2 новых месторождения - Весеннее и Пихтовкинское.

С начала производственной деятельности в 1967 г накопленная добыча предприятия составила более 295 млн т нефти.

В настоящее время Удмуртнефть - крупнейшее нефтедобывающее предприятие на территории Удмуртии.

На долю Удмуртнефти приходится около 60% всей добываемой нефти в республике.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru

ТОМСКНЕФТЬ / Публикации в СМИ

Титульная   /   Пресс-центр   /   Публикации в СМИ

Творческий подход На месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК применяется широкий спектр новых технологий гидравлического разрыва пласта (ГРП)

Журнал НЕДРА СИБИРИ, от 30.04.2013

Задача, как удержать на «полке», а, по возможности, прирастить  объёмы добычи, сегодня стоит перед всеми нефтяными компаниями, работающими в Западной Сибири. Не секрет, что нефтяные «сливки» в регионе уже сняты, и отвоевывать у недр «чёрное золото» с каждым годом становится всё трудней.  С этим сталкивается и крупнейший недропользователь Томской области - предприятие Томскнефть, которое достойно отвечает на вызовы времени  продуманным внедрением обширной программы геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Цель любого ГТМ  - получение дополнительной добычи нефти и максимальное её извлечение из пласта. Как известно, к наиболее эффективным из них относится  ГРП, который Обеспечивает больший прирост дебита по сравнению с другими мероприятиями. Он же является и одним самых дорогостоящих геолого-технических  мероприятиям, что побуждает компанию к непрерывному мониторингу рынка сервисных услуг, скрупулёзному, выверенному расчёту при приятии конкретных решений.

Судя по сложившейся картине, в Томскнефти это не только поставлено на  основательную платформу, но и имеет выраженную позитивную тенденцию. После некоторого спада, обусловленного мировым кризисом, число проводимых  гидроразрывов пласта  здесь  постоянно возрастает, и в текущем году выйдет на рекордную для предприятия отметку - 346 операций.

- В Томской области мы делаем больше всех ГРП,  занимая лидирующие позиции, - характеризует ситуацию начальник отдела интенсификации добычи ОАО «Томскнефть» ВНК Роман ТАТАРЧУК. - По Роснефти занимаем второе место после Юганскнефтегаза. Да и в масштабе страны выглядим совсем неплохо: наши показатели - выше среднероссийского уровня.  Применяем данное ГТМ как на переходящем фонде, так и на бурящихся скважинах, т.е. используем его довольно интенсивно.

 Соответственной получается и отдача. В прошлом году результатом  проведённых на старом фонде ГРП  стала суммарная дополнительная добыча

в 321 тысяч тонн нефти, что на 73 тыс. т больше, чем в 2011 году. Положительная динамика сохранится и нынче.

О количественной стороне дела мы ещё поговорим, а пока скажем, что в технологическом отношении компания всегда была для сибирских коллег по отрасли неформальной «законодательницей мод», задавая некие ориентиры.

 На сегодняшний день в арсенале Томскнефти восемь современных технологий ГРП: большеобъёмный, кислотный, концевого экранирования, с применением комбинированных брейкеров, на линейном геле, с частичной отсыпкой интервала перфорации, на вторых стволах с применением «стрингера».

Планируется к внедрению в ближайший период два «ноу-хау»:  ГРП  с проведением гидропескоструйной перфорации и применением «суперлёгкого» проппанта на пластах с малой мощностью в 2013 году и многостадийного ГРП на горизонтальной скважине в 2014 году.

Расширение  линейки позволит дополнительно выполнить от 150 до 200 гидроразрывов там, где не срабатывают технологии,  уже ставшие традиционными для компании.

Второе направление дальнейшего поиска -  получение так называемых сверх чистых трещин высокой проводимости.

- Обойдётся это недёшево, как и внедрение любой инновации,  - подчёркивает начальник управления повышения производительности резервуара и геолого-технических мероприятий компании Андрей ТЕРЕНТЬЕВ. - ГРП сегодня - сложный процесс, требующий привлечения огромного множества техники и материалов. И предприятие идёт на такие затраты, поскольку опыт показывает: «игра стоит свеч»! При кустовом бурении, чтобы покрыть по нефтесодержащему пласту квадрат 1х1 км, надо пробурить от девяти до тринадцати скважин. А выполненный ГРП позволит вовлекать запасы, которые находятся между имеющимися скважинами за счёт создания трещин, через которые приток идёт с большей площади. То же самое - с горизонтальной скважиной, способной заменить  две-три наклонно направленных скважин. Конечно, она подороже, но, в общем, всё равно выходит дешевле. А если ещё дополнительно на ней произвести гидроразрыв, эффект будет в несколько раз выше, что особенно актуально для месторождений с трудно извлекаемыми запасами. В основу всего положена элементарная экономика. Вложение больших денег подразумевает большие риски, поэтому принятию каждого  решения предшествует  всесторонний анализ и доскональный экономический расчёт.  Не скрою, бывают и неудачи, но в нашем случае их процент минимален.

Этому способствует отлаженная система повышения эффективности гидроразрыва, включающая в себя комплекс продуманных и проверенных на  практике мер. В том числе - разработка собственного дизайна ГРП для каждого пласта и скважины, качественная перфорация с комбинацией зарядов, контроль качества материалов в лаборатории корпоративного института (ОАО «ТомскНИПИнефть»), тщательный мониторинг и оптимизация основных параметров ГРП, тендерный отбор подрядчиков, разнообразие применяемых технологий в зависимости от конкретных пластовых условий.

Последнее обстоятельство, как и качество жидкости разрыва, с помощью давления которой происходит передача с поверхности на забой скважины энергии, необходимой для раскрытия трещины и транспортировка проппанта по всей её длине, - важнейший фактор успешности процедуры ГРП.

 Чтобы справиться с этими  функциями, применяемые технологические жидкости должны обладать целым рядом физических свойств: достаточной динамической вязкостью и термостабильностью , иметь  низкие фильтрационные утечки,  обеспечивать минимальное снижение проницаемости пластовой зоны,  легко выноситься из пласта после завершения операции, технологичными в приготовлении и хранении, экологически чистыми и  безопасными, иметь относительно невысокую себестоимость.

Не меньше требований предъявляется и к проппанту - расклинивающему зернистому материалу, закрепляющему образованные вследствие гидроразрыва трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления для свободного течения нефти.

Раньше с такой целью  на месторождениях компании использовался обычной кварцевый песок, теперь - синтетические проппанты высокой прочности, которые, на взгляд непосвящённого человека, напоминают собой окатанные мелкие  шарики разного диаметра.

Не в пример прежним временам и техническое оснащение. Флот ГРП состоит из мощнейшего оборудования с солидным запасом прочности.  Когда в пласте идёт разрыв породы, давление на агрегатах в среднем достигает 350 - 500, а иногда и 700 атмосфер.  Превышение  этого лимита не допускают  автоматические ограничители насосных установок, что служит надёжной гарантией предотвращения аварий.

Вообще, экологическая составляющая при проведении этой сложной процедуры поставлена во главу угла. Соблюдение природоохранных норм при ГРП отслеживается в компании с особой щепетильностью и предельной ответственностью.

- У нас введён четырёхступенчатый контроль всех химреагентов и проппантов, применяемых подрядчиком, - поясняет  главный специалист по повышению нефтеотдачи пласта управления скважинных технологий и супервайзинга Томскнефти Александр ВОЛКОВ. - С каждой закупленной им партии отбираются пробы для  анализов. Соответствие используемых материалов сертификатам проверяется неоднократно, вплоть до установки флота ГРП на кустовой площадки. И если хотя бы на  одном из этапов  выявляется какое-то нарушение, работы приостанавливаются до полного его устранения.

Грешат против истины и бытующие  «страшилки» насчёт чрезмерного химического воздействия на окружающую среду. Свыше 98 % закачиваемого в пласт объема жидкости - обыкновенная вода и проппант. «Химия» составляет ничтожную часть, от 0, 5 до 2 процентов. Причём львиная доля  химреагентов приходится на геллант - органическое соединение, которое применяется в пищевой промышленности.

Для создания обеспечивающего при ГРП основную несущую способность геля берётся гуаровая смола, имеющая натуральное происхождение (делается из однолетнего бобового растения, культивирующегося в Индии и Малазии). Его производные: гуарановая камедь, гуар, гуаран (Е 412) - используется в текстильной,  бумажной, косметической промышленности, а также в «пищёвке» для производства майонеза, кетчупа, мясных и молочных продуктов.

Всё это не отменяет   бдительности со стороны заказчика, контролирующего действия подрядной организации на всех стадиях процесса, завершением которого является сдача куста в цех добычи под пристальным наблюдением супервайзеров Томскнефти.

Начиная с 1993 года, предприятие сотрудничало со всеми крупными сервисными нефтяными компаниями, специализирующимися на гидроразрывах пласта. В последнее время основным её подрядчиком является фирма  «КАТКонефть», имеющая выраженную инновационную направленность.

- Это для нас немаловажно, - отмечает заместитель начальника отдела интенсификации добычи Олег МУСИН. - Конечно, мы не находимся в авангарде инноваций, так как не делаем какие-то типы ГРП впервые в России. В данном отношении исповедуем следующий принцип: смотрим, что нового применяется у наших коллег-нефтяников, внимательно изучаем их опыт, потом перенимаем его и используем  на своих месторождениях. При этом с предельным вниманием оптимизируем апробированные технологии в русле улучшения эффективности. В чём, собственно, и заключается наш главный козырь.

Так,  гидроразрывы на линейном геле позволяют минимизировать влияние химреагентов. Стремятся в компании отойти и от избыточной загрузки геля, чтобы как можно меньше качать его в землю. Есть и другие  «изюминки». В частности, хороший  эффект даёт внедрение программ-модуляторов, способствующих более точному прогнозу  того, что будет происходить в пласте при проведении ГРП.

Одним словом, здесь не стоят на месте, стараясь взять на вооружение всё лучшее, что предлагается современной наукой и техникой.

Творческий  подход увенчивается  ощутимым  результатом, достигнутым Томскнефтью за сравнительно короткий временной срок, благодаря настойчивой, целенаправленной работе.

- Вообще, ГРП мы начали применять с 1993 года, - подытоживает А. Терентьев. - На первых порах это осуществлялось бессистемно. Не было сильного инжиниринга, интегрирования, чёткого  понимания процесса гидроразрыва плста. Недоставало понимания того, каким образом, построить оптимальную геометрию трещины, избрать нужную технологию, которая даст больший прирост нефти. За прошедший период   существенно выросли в этом вопросе. Сейчас находимся на очень хорошем уровне, и не намерены снижать темпы.

Светлана АНИСИМОВА.

НС-справка:

Гидравлический разрыв пласта - механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности под воздействием давления, создаваемого закачкой флюидов (жидкостей разрыва).

Проведение ГРП с образованием протяжённых трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеотдачи в целом.

Впервые в нефтяной практике ГРП выполнен в 1947 году в США. Технология быстро приобрела широкое распространение: уже к 1968 г. в мире  было  сделано более миллиона таких операций.

В Европе основные регионы массированного ГРП сосредоточены на месторождениях Германии, Нидерландов и Великобритании.

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применяться с 1952 года.  Общее ежегодное  их число в пиковый период (1958-1962 гг.) превышало в СССР 1500, достигнув в 1959 г.  наивысшей планки - 3000 операций. Затем количество ГРП заметно снизилось и стабилизировалось на уровне порядка 100 операций в год. Основные центры по проведению ГРП были сосредоточены на месторождениях Красноярского края, Волго-Уральского региона, Татарии и Башкирии.

После ввода в разработку крупных высокодебитных западносибирских  месторождений  интерес к гидроразрыву в отрасли фактически исчез. На протяжении двух последующих десятилетий  он не применялся в нашей стране в промышленных масштабах.

Возрождение отечественного  ГРП началось в конце 80-х годов ХХ столетия, в связи с существенным изменением структуры запасов нефти и газа. Уже за 1988-1995 гг. только в Западной Сибири было произведено более 1600 операций ГРП.

В настоящее время данный  метод набирает обороты,  постоянно совершенствуясь в плане технических характеристик применяемого  оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов с использованием инновационных разработок.

Все новости



www.tomskneft.ru

Журнал Время колтюбинга. Время ГРП - Воздействие на нефтяные и газовые залежи термодинамическим гидравлическим разрывом пласта с помощью колтюбинга

Практически все технологические процессы в нефтегазовой отрасли происходят с участием трех неразлучных параметров: давления, температуры и обьема. Иначе говоря, эти три параметра являются «лидерами», участвующими в разработке нефтегазовых месторождений и добыче нефти и газа.

Отметим сразу: нефтегазовое месторождение – это не только сложное гидротехническое сооружение, но и весьма хитро устроенное «детище» природы.

Согласно мировой статистике, излюбленным специалистами способом повышения притока углеводородов скважины и пласта является гидравлический разрыв. Однако, по данным все той же статистики, в залежах с высоковязкой нефтью проведение ГРП далеко не всегда оправдывает финансовые расходы, связанные с этим производством. Это происходит потому, что текучесть вязкой нефти, говоря по-научному, не подчиняется законам Ньютона, т.е. отличается от текучести воды. Такие жидкости принято называть неньютоновскими и вязкопластичными.

Причина неудачных ГРП заключается, по-видимому, в том, что в литологическом отношении пластовая система бывает сложена разными породами и веществами, заложенными в них.

У специалистов существует понятие «мертвой нефти», прототипом которой является смолисто-парафино- асфальтеновая нефть, т.е. полностью обезвоженная, дегазированная нефть, которая вкраплена в тело горного массива. Под действием высокого давления это твердое соединение начинает обладать свойствами пружины: при сдавливании сжимается и без сдавливания давления разжимается. Таким образом, в процессе проведения ГРП это твердое соединение углеводородов как бы «обкрадывает» динамику давления, вследствие чего, по данным геофизических исследований, в теле породы с «мертвой» нефтью практически невозможно получить трещину, потому что среда, как резина, поглощает высокое давление «в саму себя».

Избежать такого сценария практически невозможно, если не призвать «на помощь» давнего друга давления и объема – «госпожу температуру».

.....

Полную версию статьи можно скачать здесь.

www.cttimes.org

«Газпром нефть» впервые провела кластерный гидроразрыв пласта с использованием кварцевого песка

26 октября 2015

«Газпром нефть» успешно провела кластерный гидроразрыв пласта* (ГРП) с использованием кварцевого песка. Новая технология повышения нефтеотдачи испытана на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантос» при поддержке специалистов Научно-технического центра «Газпром нефти». Ожидается, что применение кластерного гидроразрыва пласта с использованием кварцевого песка позволит достичь 20-процентного снижения стоимости ГРП при сохранении его эффективности.

Кластерная технология ГРП используется на нефтяных месторождениях «Газпром нефти» уже несколько лет и отличается от традиционной методики проведения гидроразрыва тем, как ведется подача керамического проппанта** в пласт. Обычно он подается непрерывно в течение всей операции ГРП и полностью заполняет образовавшуюся от ГРП трещину. При выполнении операции по кластерной технологии проппант подается в скважину попеременно со специальным синтетическим волокном, способным образовывать каналы внутри трещины. Таким образом кластерная технология на 40-50% сокращает количество проппанта, необходимого для операции ГРП. В свою очередь, испытанный на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» метод замены проппанта кварцевым песком (стоимость которого в 2-3 раза ниже) показывает еще более высокую производственную и экономическую эффективность.

До конца года «Газпром нефть» планирует провести еще две аналогичных операции на участках Южно-Приобского месторождения. По итогам испытаний технологии будет проведен детальный анализ и принято решение о дальнейшем ее тиражировании в других предприятиях компании.

Первый заместитель генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев отметил: «Рост количества высокотехнологичных скважин позволяет „Газпром нефти“ вовлекать в коммерческую разработку все более сложные запасы, повышая эффективность освоения наших месторождений. Постоянный поиск и применение новых технологий — это основа динамичного развития компании, залог долгосрочного устойчивого прогресса. В результате системной научной и технической работы подразделений „Газпром нефти“ мы создаем дополнительный источник поддержания и увеличения добычи углеводородов».

* Гидравлический разрыв пласта (ГРП) — способ интенсификации добычи нефти на месторождении. Заключается в том, что под высоким давлением в пласт закачивается смесь жидкости и специального расклинивающего агента (проппанта). В процессе подачи смеси формируются высокопроводящие каналы (трещины ГРП), соединяющие ствол скважины и пласт. По этим трещинам обеспечивается приток нефти, которая в ином случае в скважину бы не попала. ГРП проводится в горизонтальных и наклонно-направленных скважинах. При многостадийном ГРП в одном стволе горизонтальной скважины проводится несколько операций гидроразрыва, таким образом, обеспечивается многократное увеличение зоны охвата пласта одной скважиной.

** Проппант — искусственный расклинивающий агент, необходимый для поддержания трещины в открытом состоянии после проведения ГРП в скважине.

Теги: добыча, технологии, технологии добычи, бурение

www.gazprom-neft.ru

Технология ГРП после зарезки боковых стволов. Стингер.

При проведении ГРП в скважинах после зарезки боковых стволов (ЗБС) специалисты ПАО «Оренбургнефть» столкнулись со случаями повреждения обсадных труб между пакером ГРП и подвеской хвостовика. Обсадные трубы, находящиеся в эксплуатации уже достаточно продолжительное время, не выдерживают избыточного давления, необходимого для эффективного проведения ГРП. Для предотвращения данного вредного воздействия конструкторы Научно-технического центра «ЗЭРС» разработали герметизирующее устройство УГРХ (стингер). В настоящей статье обсуждается конструкция данного устройства и результаты его применения на месторождениях ПАО «Оренбургнефть».

01.09.2015 Инженерная практика №09/2015 Стрункин Сергей Иванович Первый заместитель генерального директора по производству – главный инженер ПАО «Оренбургнефть» Степанов Юрий Георгиевич Начальник отдела управления проектами новых технологий ПАО «Оренбургнефть» Кириллов Евгений Леонидович Главный специалист отдела инжиниринга ПАО «Оренбургнефть» Абдуллин Азат Фаритович Ведущий инженер отдела внедрения новых технологий и инжиниринга добычи ООО «СамараНИПИнефть» Рис. 1. Динамика операций по ЗБС на бездействующем фонде скважин

ПАО «Оренбургнефть» достигло уровня развития, при котором значительная часть разрабатываемых нефтяных месторождений находятся на 3-4 стадиях разработки. При этом бездействующий фонд скважин достигает приблизительно 5% от эксплуатационного. В связи с этим актуальными становятся вопросы поддержания добычи на высоком уровне и повышения коэффициента эксплуатации скважин путем проведения эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Зарезка боковых стволов позволяет вводить в разработку скважины бездействующего фонда в тех случаях, когда другие виды ГТМ оказываются неэффективными (рис. 1). К таким случаям относятся безуспешные сложные ловильные работы, аварийное состояние эксплуатационной колонны, отсутствие эффекта от ограничения водопритока и обработки призабойной зоны скважины и др.

Однако сами по себе операции ЗБС без дополнительных мероприятий не всегда дают желаемый результат. Так, наиболее распространенным методом интенсификации добычи нефти, в том числе на скважинах после ЗБС является гидравлический разрыв пласта (ГРП). В этой связи как нефтяные, так и сервисные компании прикладывают все возможные усилия для совершенствования инженерной и операционной составляющих технологии ГРП [2].

Вместе с тем проведение ГРП в скважинах после ЗБС нередко приводило к повреждению ветхих обсадных труб между пакером ГРП и подвеской хвостовика под давлением ГРП. Проблему удалось решить при помощи разработанного НТЦ «ЗЭРС» герметизирующего устройства УГРХ (стингер).

Рис. 2. Герметизирующее устройство УГРХ

ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВА

Герметизирующее устройство УГРХ предназначено для защиты эксплуатационной колонны (ЭК) от повышенного давления при проведении ГРП в скважинах, обсаженных хвостовиками. Объектом применения данного устройства могут быть стволы скважин, обсаженные хвостовиками диаметром 89, 99, 102 и 104 мм.  В случае применения УГРХ с хвостовиками диаметром 102 и 114 мм его спуск производится при помощи цементируемой защищенной подвески хвостовика (ПХЦЗ). В свою очередь в случае применения УГРХ с хвостовиками диаметром 89 и 99 мм спуск производится при помощи цементируемой гидромеханической подвески хвостовика (ПХГМЦ).

Конструкция устройства состоит из гидравлического якоря, опорного переводника с упорной сменной гайкой, удлинительного патрубка и узла герметизации с самоуплотняющимися втулками и направляющим башмаком (рис. 2) [4].

Преимущество данной технологии состоит в исключении дополнительной спускоподъемной операции с пакером для проведения работ по освоению скважины гибкой насосно-компрессорной трубой (ГНКТ), так как отсутствует необходимость смены малогабаритного пакера на пакер под материнскую колонну. Соответственно, снимается риск некачественной посадки пакера и отсутствует необходимость в дополнительных работах по возврату флота ГРП [1].

Технологическая эффективность применения устройства складывается из нескольких составляющих. Во-первых, это снижение гидравлических потерь за счет большего диаметра УГРХ по сравнению с пакером. Благодаря этому при проведении ГРП снижается давление на устье скважины. Риск прихвата пакера в боковом стволе скважины также существенно снижается: установка пакера предполагает спуск оборудования непосредственно в боковой ствол, а в случае спуска герметизирующего устройства оборудование устанавливается над хвостовиком на материнской колонне. Наконец, в случае заклинивания пакера в боковом стволе, возникает риск его неизвлечения и возникновения аварийных ситуаций, а при применении УГРХ данный риск исключается.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ И ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В отношении испытаний технологии перед специалистами ПАО «Оренбургнефть» была поставлена задача подтвердить технические характеристики, заявленные производителем герметизирующего устройства для защиты обсадных труб от избыточного давления ГРП на скважинах после ЗБС. Кроме того, необходимо было оценить критерии применимости стингера на скважинах. Были выделены и первостепенные риски данной технологии. Прежде всего, это риск некачественной посадки стингера с формированием перетоков в затрубном пространстве в ходе проведения ГРП, что влечет за собой подъем устройства, его переустановку и проведение повторного ГРП. В свою очередь, негерметичность узла крепления хвостовика может привести к возникновению аварийной ситуации. И, наконец, в случае старых скважин существует риск деформации посадочного места стингера, влекущей за собой возникновение негерметичности ЭК.

С целью испытания новой технологии в 2014 году в ПАО «Оренбургнефть» были проведены пять операций гидроразрыва пласта после ЗБС с использованием стингера. На всех скважинах после стыковки стингера произвели опрессовку затрубного пространства давлением 80 атм в течение 30 мин при открытом трубном пространстве (затрубное пространство было герметично, перетоков в НКТ обнаружено не было). Опрессовка трубного пространства давлением 200 атм в течение 30 мин при открытом затрубном пространстве подтвердила герметичность конструкции.

Технико-экономические результаты испытаний в части герметичности ЭК и затрубного пространства полностью соответствовали поставленным задачам. Благодаря сокращению числа СПО на всех скважинах удалось добиться сокращения затрат от внедрения герметизирующего устройства.

Применение данной технологии исключает проведение СПО для спуска и подъема ГНКТ, тогда как при установке пакера необходимость такой СПО обусловлена малым диаметром проходного сечения.

Таким образом, экономическая обоснованность применения стингера при проведении ГРП в скважинах после ЗБС полностью подтвердилась при относительно невысоких дополнительных затратах.

На основании результатов проведенных испытаний в ПАО «Оренбургнефть» была разработана программа внедрения, в соответствии с которой в 2015 году уже проведено более 20-ти операций с применением стингера. Успешность внедрения составила 100%.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Инженерный отчет по результатам выполнения опытнопромышленных испытаний «ОПИ технологии ГРП на скважинах после ЗБС с использованием стингера, направленной на исключение аварий при проведении ГРП, производства компании НТЦ «ЗЭРС». Оренбург, ОАО «Оренбургнефть», 2015 г.
  2. Рудник А., Цзин А., Яшин Я. Анализ эффективности технологии очистки и освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири. – М.: Schlumberger, 2005.
  3. Заикин И.П., Кемпф К.В., Добросмыслов А.С., Бухаров П.С. Применение оборудования «Стингер» при проведении гидроразрыва пласта в скважинах после бурения в них боковых стволов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2010. №2.
  4. Торопинин В., Тереньтеев С. Совершенствование технических средств для проведения ГРП в боковых стволах скважин // Бурение и Нефть. 2010. №1.
Другие статьи с тегами: Гидроразрыв пласта

glavteh.ru

Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении.

Анализ изменения дебитов нефти после ГРП и прогноз дополнительной добычи на Вынгаяхинском месторождении.

А.А.Телишев, Е. В. Боровков

В данной работе авторами предлагается прогнозирование эффекта после ГРП на Вынгаяхинском месторождении в скважинах которые еще не вступили в эксплуатацию, для этого используются фактические зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров.

Вынгаяхинское месторождение открыто в 1968 году, в разработке с 1986 года, согласно технологической схеме разработки 1984г. Основным объектом разработки является пласт БП111 .

В настоящее время месторождение разбурено на 80%, бурение ведётся на северном участке залежи, в районе разведочных скважин 360Р, 20Р, 21Р, 351Р, 23Р и 15Р.

Северный участок рекомендовано [1] разбуривать с применением гидроразрыва пласта, так как эта зона характеризуется наиболее ухудшенными геологическими характеристиками и низкими фильтрационно – емкостными свойствами (таблица).

С целью проектирования гидроразрыва пласта БП111 на Вынгаяхинском месторождении, оценки эффективности и дополнительной добычи нефти были выявлены зависимости увеличения дебита нефти после ГРП от ряда геологических параметров – kпор. , kпрон. , kнн. , kпесч., нефтенасыщенной толщины. В расчёт принимались скважины, в которых прирост дебита нефти составил более 5 т/сут.

Первая выявленная степенная зависимость – увеличение дебита нефти от проницаемости, которая представлена на рисунке.1.

Уравнение, описывающее кривую имеет вид:

у = 15,603x0,223 ; [1]

Где у – qн , х – kпр .

коэффициент корреляции R составляет 0,761.

Рис.1. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от проницаемости.

Вторая зависимость, представлена на рис.2 - увеличение дебита нефти от пористости, уравнение описывающее линейную зависимость имеет вид:

у = 2,7552x-26,558; [2]

Где у -

qн , х – kпор .

коэффициент корреляции R - 0,723.

Рис.2. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от пористости.

На рис.3 представлена третья зависимость увеличения дебита нефти от нефтенасыщенной толщины. Уравнение описывающее зависимость имеет вид:

у = 7,2888x-14,036; [3]

Где у –

qн , х – hнн . коэффициент корреляции R - 0,787.

Рис.3. Зависимость изменения дебита нефти после ГРП от нефтенасыщенной толщины.

Для коэффициента песчаннистости и насыщенности зависимости имеют коэффициент корреляции меньше 0.1, поэтому не рассматриваются.

Наиболее высокий коэффициент корреляции получен в зависимости [3], рис.3.

Ранее {1}, была получена зависимость (для северного участка залежи) изменения дебита нефти во времени, (кривая падения дебита нефти), которая имеет следующий вид:

у = -0,5869х + 21,032; [4]

где у -

qн ( прирост дебита, т/сут. ), х – время продолжения эффекта, мес.

Зная усреднённые геологические параметры не разбуренного северного участка залежи и уравнения описывающие зависимость увеличения дебита нефти после ГРП, можно определить

qн - величину прироста дебита нефти в скважинах в которых будет проведён ГРП.

При средней нефтенасыщенной, толщине равной 6 м., дебит нефти после ГРП, определяется по зависимости [3] и составляет 29,2 т./сут.

Средняя продолжительность эффекта (t) от ГРП определяется по зависимости [4] и равна 29 месяцам.

Полученные значения увеличения дебита нефти после ГРП и времени продолжения эффекта, позволяют определить величину дополнительной добычи по формуле [5], которая составит 25,2 т.т на скважину..

qн = ( 7,288*hнн – 14.0,36) * ( - 0.5869*t + 21.032) [5]

Таким образом, при бурении скважин на северном участке пласта БП111 Вынгаяхинского месторождения, в зонах с нефтенасыщенной толщиной не менее 6 м. и проведении в этих скважинах гидроразрыва, позволит нам дополнительно добыть в среднем 25 тыс.т. нефти на скважину.

Список литературы :

[1] ”Анализ применения гидроразрыва пласта на Вынгаяхинском месторождении”. ОАО “СибНИИНП” Телишев А.А., Чебалдина И.В., Михайлова Н.Н., Мостовая Т.Ю.

mirznanii.com