Анализ проведения и уменьшения продолжительности операций гидравлического разрыва пласта на Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения

Необходимость высокой концентрации расклинивающего агента в трещине иногда требует использования высокой концентрации расклинивающего агента в глинистом буровом растворе. Таким образом, высокопроницаемый гидроразрыв требует тщательного планирования, ясного понимания реологии как жидкости, так и расклинивающего агента, а также более точного расположения пачки расклинивающего агента по сравнению с малопроницаемыми пластами.

Для достижения максимальной концентрации расклинивающего агента в трещине и более высокой удельной проводимости применяется метод образования блока расклинивающего агента на входе в трещину (TSO). При использовании метода TSO боковое распространение трещины приостанавливается (необходимо полное выпадение расклинивающего агента из жидкости разрыва), после чего при продолжении закачки ширина трещины увеличивается. В результате получаем короткую трещину с высокой удельной проводимостью.

Для правильного применения TSO необходимо точно оценить давление и время смыкания трещины, а также свойства жидкости путем опробования перед обработкой или путем создания микротрещин.

Протечка флюидов может заметно затруднить обработку трещины в высокопроницаемом пласте. Для уменьшения проникновения продуктов, образующих корку, в пласт в направлении, перпендикулярном распространению трещины, применяются жидкости для гидроразрыва с образованием скин-эффекта (например, структурированные полимеры). Неуправляемое проникновение продуктов, образующих корку, может привести к серьезному повреждению пласта.

Разъяснение факторов воздействия на отдачу трещин с ограниченной удельной проводимостью и описание типов повреждений, снижающих производительность, приведено в работах Синко-Лей и Саманиего (Cinco-Ley and Samaniego)

Снижение проницаемости пачки расклинивающего агента

В этом случае имеет место значительное изменение свойств пачки расклинивающего агента внутри трещины. Причиной этого является измельчение расклинивающего агента главным образом вследствие наличия нераздробленного слоя полимеризованной жидкости для гидроразрыва. Явления такого рода пагубным образом влияют на удельную проводимость трещины, их необходимо избегать либо сводить к минимуму.

Проблемы, связанные с измельчением расклинивающего агента, можно существенно уменьшить посредством выбора расклинивающих агентов соответствующей прочности. При гидроразрыве высокопроницаемого пласта следует любой ценой избегать «острых углов» в частицах расклинивающего агента. Фактически, принимая во внимание сравнительно малые объемы расклинивающих агентов при гидроразрыве высокопроницаемого пласта, стремление к высокому качеству и прочности расклинивающего агента вполне оправдано. При этом кажущаяся выгода в результате экономии на расклинивающем агенте полностью уничтожается даже незначительным снижением его проницаемости.

В последние годы ведутся обширные исследования по технологии дробления в области устранения проблем, связанных с полимеризацией. Предпринимаются попытки подбора химических агентов и разработки методики их подачи.

4.8 Оборудование для ГРП

Гидроразрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включая наземное и подземное ( расположения оборудования см. схема 3.1), а также технологических жидкостей и материалов для образования и крепления трещин гидроразрыва.

Наземное оборудование включает насосные установки для подготовки и закачки рабочих жидкостей, пескосмесительные установки для приготовления жидкостно-песчаной смеси и закачки её в пласт, подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования, манифольд (со станцией контроля) для обвязки устья скважины с наземного оборудования, емкости для технологических жидкостей.

При гидравлическом разрыве пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные насосно-компрессорные трубы из стали высокой группы прочности. Для разобщения фильтровой зоны ствола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры-разобщители.

Жидкости разрыва, используемые для ГГРП, должны отвечать следующим требованиям:

иметь определенную динамическую вязкость

пескоудерживающую способность

время стабильности при пластовой температуре

совместимость с пластовыми флюидами и породой

технологичность приготовления

Примечания:

Тягач с лебедкой для перемещения емкостей для ГРП. Во время ГРП не используется. Должен располагаться как можно дальше от устья скважины.

Грузовик для транспортировки и монтажа 3” манифольда высокого давления и защитного устройства фонтанной арматуры.

Будка Compu Van с лабораторным оборудованием для исследования свойств геля и контроля за процессом ГРП. Должна располагаться таким образом, чтобы был обеспечен хороший обзор трубопроводов высокого давления и устьевого оборудования.

Sand Kipper (песковоз) для транспортировки расклинивающего агента и для его подачи во время ГРП. Должен находиться за установкой для приготовления смеси.

Прицеп с ёмкостью для ГРП объёмом 500 баррелей (79,5 м³). Для проведения одного ГРП требуется 2 шт

Размеры: Длина - 12,24 м;

Ширина - 2,44 м;

Высота - 3,96 м

Приёмный трубопровод диаметром 4” для подачи воды, идущий от емкостей для ГРП. Также служит для подачи геля во время ГРП.

Трубопровод для возврата геля в ёмкости для ГРП в процессе приготовления смеси (рециркуляционный трубопровод) диаметром 4”.

Установка для приготовления смесей (блендер), объёмом 50 баррелей в минуту (8 м³/мин).

Размеры: Длина - 5,49 м;

Ширина - 2,44 м;

Высота - 2,44 м.

Этот блендер смонтирован на прицепе и фактические габариты установки на прицепе будут в действительности больше. В ближайшем будущем блендер будет установлен на шасси и станет самоходным. Блендер следует устанавливать как можно ближе к емкостям для ГРП, чтобы по возможности избежать осложнений с водозабором. Среднее расстояние составляет 3 метра.

9. 4” нагнетательная линия. Среднее рабочее давление 60 psi

(4 бар). Служит для подачи геля к насосу НТ-400.

10. Насосы НТ-400 - 4 шт. Мощностью 650 ГЛС (английская лошадиная сила, равна 745,7 Вт) каждый.

Размеры: Длина - 7,32 м;

Ширина - 1,65 м;

Высота - 3,20 м.

Насосы НТ-400 установлены на прицепе (по 2 шт. на одном прицепе). Фактические габариты насосов на прицепе будут в действительности больше. В ближайшем будущем насосы НТ-400 будут также установлены на шасси. Среднее расстояние от блендера составляет 3 метра, а минимальное расстояние от устья скважины - 10 метров.

11. 3” линия высокого давления, максимальное рабочее давление 15000 psi (1034 бар).

12. Датчики давления - 2 шт. (0-15000 psi) (0-1034 бар).

13. 3” обратный клапан.

14. 3” тройник слива.

15. Фонтанная задвижка.

16. Защитное устройство для фонтанной арматуры.

17. Оборудование устья скважины.

18. насосный агрегат российского производства для поддержания затрубного давления +80 бар.

19. Трубопровод затрубного давления российского производства. Рабочее давление - не менее 150 бар.

20. Предохранительные клапаны -2 шт.

21. Датчик давления.

Схема 3.2.

В качестве закрепителя трещин при реализации технологии ГГРП возможно использование кварцевого песка определенной фракционности, либо его искусственного аналога - проппанта. Для ГГРП разработаны и используются два типа жидкостей разрыва на водной основе с применением полимеров и на нефтяной основе.

В процессе проектирования и расчета технологических параметров ГГРП используется более 40 параметров, характеризующих:

параметры нефтяного пласта (радиус скважины, толщину продуктивного пласта, проницаемость коллектора и т.д.)

конструкцию скважины.

Моделирование гидроразрыва и определение его основных расчетных параметров производится с помощью специальных компьютерных программ, таких как NoDal и других. В результате моделирования при задании ожидаемых параметров ГГРП строится теоретическая эпюра операции.

Выбор скважины для ГГРП осуществляется с использованием гидродинамических характеристик пласта, призабойной зоны и скважины.

4.9 Подготовка к проведению ГРП

Гидроразрыву пласта предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обследованием её технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению осуществления процесса. По скважине, намеченной для проведения в ней гидроразрыва, прежде всего, проводится анализ всех геолого-промысловых материалов:

текущего, начального дебита скважины

текущей обводненности продукции

Анализируются результаты предыдущих обработок пласта с целью интенсификации притока, производится анализ работы подземного оборудования (ЭЦН, ШГН), текущих капитальных ремонтов скважины.

По результатам анализа геолого-промысловых материалов намечаются объемы дополнительных геолого-промысловых и гидродинамических исследований для получения достоверной информации о скважине и пласте, необходимых для планирования работ по гидроразрыву пласта.

Непосредственно процесс подготовки скважины включает следующие операции:

планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основного и вспомогательного оборудования гидроразрыва - подъемного агрегата, основного и вспомогательного, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей

монтаж передвижной подъемной установки типа А-50У для осуществления спускоподъемных операций

подъем из скважины фонтанного лифта или насосной установки, замер забоя скважины, а также при наличии гидратопарафинной пробки, промывку её

шаблонирование эксплуатационной обсадной колонны для посадки опрессовочного пакера и опрессовки эксплуатационной колонны

спуск в скважину подземного оборудования, высокопрочных насосно-компрессорных труб с пакером

оборудование устья скважины фонтанной арматурой в зависимости от ожидаемого давления.

4.10 Описание производственного процесса

4.10.1 Подбор скважин, подготовка данных и проектирование ГРП. Изучение пластов и скважин

Процесс начинается с изучения геологических и технических характеристик месторождения, пластов и отдельных скважин. В том числе используется вся необходимая по данным пунктам документация:

структурно- тектонические карты;

карты распространения песчаников;

карты;

карты эффективных мощностей;

карты изобар;

карты текущего состояния разработки;

карты накопленных отборов и закачки;

геологические разрезы;

каротажные диаграммы.

Основной целью этого процесса является определение текущего состояния нефтеотдачи отдельных участков пласта из-за очень сложного геологического строения. Участки с низким коэффициентом нефтеотдачи, т.е. с низкой проницаемостью нуждаются в ускорении темпа выработки. Самым эффективным мероприятием при данных геологических условиях является выполнение гидравлического разрыва пласта.

4.10.2 Подбор скважин для проведения ГРП

Следующим этапом этого процесса является подбор скважин для проведения ГРП. При этом необходимо анализировать местоположение отобранных скважин по отношению к фронту закачиваемой воды, а также по отношению к водонефтяному контакту. Целью данного анализа является определение влияния созданной трещины на коэффициент охвата заводнения. Так же необходимо изучение коэффициента расчлененности и песчанистости для достижения как можно большего охвата песчаных пропластков трещиной гидравлического разрыва пласта. При этом проводится оценка механических свойств горных пород (напряжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона). От этих параметров зависит геометрия создаваемой трещины. Необходимо подробное изучение истории эксплуатации скважин, расчета газового фактора для периодов, когда не проводились замеры, анализ гидродинамических исследований пластов и скважин с целью определения проницаемости и скин-эффекта, как одного из самых важных параметров для расчета продуктивности скважины до и после проведения ГРП. Анализируются причины простоев, характер проведенных ремонтных работ и определяется техническое состояние скважин.

Для ГГРП предпочтительны слабопроницаемые до 0,05мкм2, сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части 5-15м. Отмечается снижение результатов гидроразрыва от степени выработанности горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющие более высокую нефтенасыщенность.

Гидравлический разрыв не рекомендуется проводить в скважинах:

с нарушенной фильтровой частью

со сломом или смятием обсадной колонны

при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированнных скважинах.

Основываясь на перечисленных анализах, проведенных специалистами «Фрак Мастер», «Шлюмберже», «Би Джей», ИНА совместно со специалистами ОАО «ТНК-Нягань», выполняется подбор скважин для проведения ГРП.

4.10.3 Проектирование КРС, ГРП, освоения, гидродинамических исследований и эксплуатации скважин

При помощи компьютерного моделирования определяется геометрия трещины (длина, высота и ширина) и объем необходимых материалов, т. е. проппанта, рабочей жидкости и химических добавок. При моделировании анализируется несколько вариантов геометрии трещины с учетом принципов рациональной разработки месторождения в целом. Для каждого отдельного варианта при помощи компьютерного моделирования рассчитывается добыча нефти без проведения и с проведением ГРП и на основании экономического анализа определяется оптимальная геометрия трещины, т.е. оптимальный вариант проведения ГРП.

Определение оптимальности так же включает в себя анализ метода оптимальной добычи нефти. Практика показывает, что определение и применение оптимальной геометрии трещины обеспечивает фонтанный способ добычи после ГРП. По выбранному варианту ГРП выполняется подробное проектирование и планирование по подготовке скважины и проведению самого гидроразрыва, которые учитывают фонтанную эксплуатацию скважины.

Проект состоит из следующих подразделов:

входные геологические и технологические данные;

подготовительные работы;

спуск и монтаж оборудования, основываясь на компьютерном анализе напряжений;

продавка пласта;

пробный ГРП и замер температуры в стволе скважины;

гидроразрыв пласта (с приложением таблиц и графического изображения о последовательности и параметрах процесса);

очистка и освоение скважины;

гидродинамические исследования, прогноз добычи и критерии эксплуатации. Все вышеуказанные пункты проекта выполняются специалистами фирм, указанных выше.

4.10.4 Выполнение и технологическое сопровождение работ, анализ и составление отчета о выполнении

Подготовка скважин к ГРП, спуск, монтаж и проверка функциональности оборудования осуществляется бригадами вышеуказанных фирм согласно проекта. Как уже было сказано, подземное оборудование используется как для проведения ГРП, так и для эксплуатации. Этим целям соответствует НКТ из стали высокой прочности и гидравлический пакер. Напряжение и нагрузки на пакер и устье скважины определяются при помощи компьютерных программ. Перед спуском оборудования в скважину проводится очистка эксплуатационной колонны скважины и спуск шаблона. В проекте и плане работ указывается подробное описание порядка спуска и монтажа оборудования, а также порядок проверки его функциональности.

4.10.5 Продавка пласта и проведение пробного ГРП

Подготовительные работы для проведения основного ГРП, т. е. продавка пласта и проведение пробного ГРП, выполняется бригадами подрядчиков.

После спуска и монтажа оборудования проводится продавка пласта (закачка 10м³ дизельного топлива при скорости закачки в 1.5м³\мин). При продавке пласта проверяется функциональность оборудования, открываются закупоренные перфорационные отверстия и определяется проницаемость и пластовое давление.

Следующим этапом выполнения проекта является проведение пробного ГРП. Он осуществляется закачкой 20-30м³ рабочей жидкости (гель на основе дизельного топлива) при скорости закачки в 4м³\мин. Основной задачей проведения пробного ГРП является проверка коэффициента фильтрации рабочей жидкости (уход жидкости из созданной трещины в поровые пространства пласта). Кроме этого, замером температуры после проведения пробного ГРП определяется высота созданной трещины. Это дает возможность корректировать параметры при проведении основного ГРП в разделе плана по проведению основного ГРП.

4.10.6 Основной ГРП

Основной ГРП также проводится бригадами подрядчика. ГРП может быть успешно выполнен только при строгом соблюдении определенных проектом параметров. Поэтому важным пунктом процесса является испытание функциональности всего наземного оборудования и готовность всего персонала к началу процесса.

Первой частью процесса является закачка геля без проппанта до тех пор, пока не будет создана трещина достаточной длины и ширины, которая должна обеспечить нормальное движение проппанта в трещину. Затем закачивается проппант в растворе геля, а в конце данной операции раствор геля и проппанта в НКТ прокачивается чистым гелем.

Давление ГРП на забое скважины Р_з определяется по формуле:

Р_з=Р_г+Б_р,

где: Б_р - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв, Мпа;

Р_г - величина горного давления, определяется по формуле:

Р_г=Н?с?10(е^-5),

где: Н - глубина обрабатываемого пласта, м;

с - плотность пород, слагающих разрез скважины, кг/м³.

Давление ГРП на устье скважины Р_у определяется по формуле:

Р_у=Р_г+Б_р+Р_тр-Р_пл,

где: Р_тр - потери давления из-за трения жидкости в трубах, МПа;

Р_пл - пластовое давление, МПа.

После разрыва пласта для увеличения приемистости скважины увеличивают расход жидкости и поднимают давление разрыва. При получении величины трещины, соответствующей проектной, начинается закачка расклинивающего материала в трещину для ее закрепления. Эта стадия проходит при максимальных давлениях и производительности для обеспечения максимального раскрытия созданных трещин.

Рис. 5.1 Условия разрывов пластов



Рис. 5.2 Схема разрыва пластов

Непосредственно после закачки расклинивающего материала без снижения темпов производится его продавка в пласт чистой жидкостью в объеме, равном объему труб; затем останавливаются все агрегаты, закрывается устьевая задвижка и скважина не менее суток находится на распределении давления и распаде геля.

Во время процесса ГРП в затрубном пространстве скважины поддерживается давление от 80-130 МПа с целью уменьшения перепада давления на НКТ и пакер.

Все параметры ГРП (давление на насосных агрегатах, мгновенные и накопленные расходы жидкости и закрепляющего материала, давление в затрубном пространстве, суммарный расход жидкости, плотность смеси) выводятся на станцию контроля и управления процессом и регистрируется в памяти компьютеров.

По окончании ГРП скважина закрывается на 12 часов для смыкания трещины до расклиненной проппантом ширины и для разрушения гелеобразной структуры.

4.10.7 Освоение и очистка призабойной зоны

Эта часть процесса выполняется бригадами подрядчиков. Некоторые из скважин могут быть освоены фонтаном. Скважины, которые не смогут фонтанировать, осваиваются методом свабирования с определением гидродинамических характеристик пласта с последующим переводом на механизированный способ эксплуатации. Необходимо обратить внимание на то, что проектом предусмотрено применение установки «БНКТ» (Гибкая труба) для освоения скважин, но данная установка до сих пор отсутствует. Установка «БНКТ» является более эффективной по сравнению со свабированием, особенно если требуется промывка оставшегося в скважине проппанта.

4.10.8 Гидродинамические исследования

Гидродинамические исследования включают в себя замер дебитов, динамического градиента давления, снятия кривых забойного давления и восстановления давления. Это выполняется по программе специалистов подрядчиков.

4.10.9 Комиссионная передача скважины и отчет о выполнении проекта

После этого проводится комиссионная передача скважины департаменту добычи, а специалисты подрядчиков продолжают свою работу по данной скважине. Комплексным компьютерным анализом кривой давления до и после закачки рабочей жидкости и проппанта и особенно анализ кривой восстановления давления после вывода скважины в режим определяют фильтрационные свойства пласта и трещины, а также ее геометрию (высота, ширина и длина). Основываясь на вышеуказанных анализах, т. е. уточнении данных, выполняется окончательное прогнозирование добычи нефти для данной скважины. Затем составляется отчет о выполнении работ по данной скважине, включая все перечисленные анализы.

Результаты анализов и накопленный на предыдущих скважинах опыт используется для уточнения «картины» пластов и корректировки параметров ГРП.

5. Специальная часть

5.1 Причины снижения проницаемости пластов

В западно-Сибирском регионе и в целом по России в основном применяется бурение скважин при помощи забойных двигателей, приводимых в движение буровым раствором, циркулирующим в скважине. В процессе бурения образуется шлам, который выносится из скважины на поверхность буровым раствором. Разбуривание продуктивных зон с применением необработанных буровых растворов на водной основе приводит к разбуханию глин присутствующих в пласте, и засорению пласта глинистой фазой бурового раствора. Попадание воды в продуктивный пласт влечет за собой снижение фазовой проницаемости пласта для нефти.

При цементировании эксплуатационной колонны также происходит кальматация продуктивного горизонта по всей ее длине, включая продуктивный горизонт. В силу высокого удельного веса тампонажного раствора происходит значительное отфильтровывание его в продуктивные горизонты, что зачастую влечет за собой необходимость производства ГРП для восстановления связи скважины с коллектором.

Наиболее распространенный метод перфорации, кумулятивный метод, также имеет некоторые отрицательные черты. При простреле колонны на стенках перфоканала и в пласте образуется стекловидная пленка из-за высокой температуры взрыва. Кроме того канал загрязняется продуктами взрыва и частицами перфозаряда.

Такие загрязнения призабойной зоны скважины приводят к потребности применения ГРП для восстановления связи с чистым незакальматированным коллектором.

5.2 Анализ результатов применения ГРП

Основной причиной низкой эффективности эксплуатации добывающих скважин малопродуктивных залежей заключается в значительных фильтрационных сопротивлениях, возникающих между зонами нагнетания и отбора.

ГРП является, по сути, технологией, позволяющей увеличить область дренирования пласта. Без ГРП осуществляется радиальный приток жидкости, направленный к одной точке элемента - забою скважины. После ГРП создающаяся зона трещиноватости является активной дренажной системой, позволяющей увеличить удельную поверхность породы, участвующей в фильтрации.

После разрыва пласта и закрепления трещины проппантом образуется двойная среда - трещины (высокопроводящие каналы ) и поровые блоки (исходная матрица породы). Фильтрация флюидов происходит аналогично и в микрообъеме пласта (в керне).

В первую очередь вытеснение нефти происходит из наиболее крупных пор, характеризующихся лучшими коллекторскими свойствами, и одновременно с этим начинается фильтрация нефти из более мелких пор в более крупные.

В случае с гидроразрывом первоначальное движение флюидов осуществляется по трещинам (высокопроводящим каналам) и одновременно с этим происходит фильтрация нефти из поровых блоков (матрицы породы) в трещины.

Запасы нефти поровых блоков, расположенные в контактной зоне с трещинами, вытесняются достаточно высокими темпами. Скорость же фильтрации флюидов из удаленных частей поровых блоков в контактную зону определяется уже параметрами исходной матрицы. Приток жидкости из удаленной области не компенсирует объема флюидов, мигрировавшего из контактной зоны в трещины.

Эти факторы обуславливают темпы затухания эффекта. Чем более уплотнен коллектор, более сложна структура его поровых каналов, чем ниже его проницаемость, тем существеннее снижение дебита жидкости добывающей скважины в процессе эксплуатации, тем меньше общая эффективность процесса ГРП.

В соответствии с вышеизложенным, при гидроразрыве изменяется неоднородность пласта по проницаемости. Чем ниже проницаемость исходной матрицы, тем выше неоднородность по проницаемости после ГРП, тем больше вероятность резкого обводнения до 90% и выше.

Высокие давления нагнетания, значительное превышение объемов закачиваемой воды над отбираемой жидкостью приводят к разрушению первоначального скелета породы.

Все эти примеры говорят о том, что при реализации ГРП необходим тщательный контроль за состоянием разработки и регулированием процесса вытеснения нефти из недр. Также необходимо отметить, что все перчисленные факторы свидетельствуют о том, что вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов даже с помощью гидроразрыва пласта в плане обеспечения приемлемых темпов отбора жидкости, благоприятной динамики обводнения, представляет собой достаточно сложный и комплексный процесс.

За период с 01.1998 по 12.2003г. на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения проведено 333 операции ГРП на пласт ВК-1. За этот период из скважин , по которым была проведена операция ГРП была получена дополнительная добыча по нефти в 1019869 т. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча от проведения этих операций по годам приведена на рисунке 5.1., динамику дополнительной среднесуточной добычи нефти на одну скважину и суммарную дополнительную среднесуточную добычу нефти по годам более наглядно можно просмотреть на рис. 5.2.



Рис. 5.1. Динамика проведения ГРП и дополнительная добыча от его проведения по годам.

Рис. 5.2. Динамика дополнительной среднесуточной добычи нефти

Проведем более детальный анализ по ГРП, проведенным за последний (2003) год.

За 2003 год на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения было проведено 45 операций ГРП, в результате проведения которых было получено 256869 т. дополнительной добычи нефти.

Дебит скважин до ГРП изменялся от 0 до 57,4 т. по жидкости, от 0 до 11,5 т. по нефти, обводненность изменялась от 14,9% до 90,52% (по скважинам не дающим продукцию, соответственно, 0%).

После проведения ГРП первый месяц скважины работали с дебитами жидкости от 24,4 до 132,8, по нефти от 8 до 53 и с обводненностью от 17,9% до 82,6%.

Более подробную информацию о распределении скважин по объемам добычи жидкости и нефти, а также по обводненности можно просмотреть в таблицах (5.1.-5.6.).

ГРП проводился, в основном, в низкодебитных скважинах (до 10 т/сут - 71,11%, всего 5 скважин (11%) имели дебит более 20т/сут по жидкости, а по нефти 95,55% скважин имели дебит до 8 т/сут), причем 16 из этих скважин продукцию не давали совсем. Скважины в которых производилась операция ГРП имели обводненность продукции, в основном, 30 - 90 % (72,4% из числа скважин, дающих продукцию), 20,7% скважин имели обводненность продукции от 10 до 30% и 6,9 (2 скважины) более 90% (соответственно из числа скважин, дающих продукцию).

Весь ГРП был проведен на пласт ВК-1.

Таблица 5.1 Распределение скважин по дебитам жидкости до ГРП.

Интервал дебитов жидкости, т/сут.
<1	1-2	2-5	5-10	10-20	> 20
18	1	3	10	7	6

Таблица 5.2 Распределение скважин по дебитам нефти до ГРП.

Интервал дебитов нефти, т/сут
<5	5 - 10	10 - 15	>15
33	10	2	0

Таблица 5.3 Распредение скважин по обводненности продукции до ГРП.

Интервал обводненности, %
0	0-10	10-20	20-30	30-50	50-70	70-90	>90
16	-	3	3	8	5	8	2

Таблица 5.4 Распределение скважин по дебитам жидкости после ГРП.

Интервал дебитов жидкости, т/сут.
<1	1-2	2-5	5-10	10-20	20-30	30-40	40-50	>50
0	0	0	1	5	14	14	9	2

Таблица 5.5 Распределение скважин по дебитам нефти после ГРП

Интервал дебитов нефти
<10	10 - 20	20 - 50	50 - 70	>100
1	5	37	2	0

Таблица 5.6 Распредение скважин по обводненности продукции после ГРП.

Интервал обводненности, %
0	0-10	10-20	20-30	30-50	50-70	70-90	>90
0	0	1	4	20	10	8	0

При проведении ГРП в качестве закрепителя трещин применялся высокопрочный искусственный песок проппант. Фактические объемы закачки проппанта изменялись в пределах 15,3 - 34,7 т. Размер проппанта, в основном, 12/20 и только в двух скважинах применялся проппант 12/18.

Средний дебит скважин по жидкости после ГРП возрос в среднем в 7,5 раза (от 8,93 т/сут до 67,4т/сут), по нефти - в 11,2 раза (от 2,87 до 32,16 т/сут), однако увеличилась и средняя обводненность по скважинам в 1,437 раза (от 34,29 до 49,28). Все сравнения проведены относительно первого месяца работы скважин после проведения операции ГРП. Но как видно на диаграмме (рис. 5.3.), иллюстрирующей работу части скважин, по которым ГРП был проведен в январе месяце 2003г. и работу которых мы можем анализировать за более продолжительный период времени, во втором месяце работы эти скважины давали намного меньший дебит, по жидкости он снизился порядка 25 тонн, а по нефти порядка 10 тонн, обводненность продукции также начала снижаться, однако снижаться она начала меньшими темпами, чем добыча.

Рис. 5.3. Динамика добычи жидкости и нефти и обводненности продукции после ГРП

На 4-й месяц работы скважин после проведения ГРП добыча,как по жидкости, так и по нефти стабилизировалась, а обводненность продукции к концу года начала резко увеличиваться.

Характеристика полученная при анализе работы этих скважин, после проведенного в них ГРП, применима и к другим скважинам.

В 14-ти скважинах из 45-ти (31%) был проведен повторный ГРП в остальных, соответственно, первичный.

Необходимо заметить, что по пласту ВК-1, практически не осталось операций ГРП без РИР, т.к. существует необходимость на оставшемся фонде перед ГРП проводить РИР, что приводит к удорожанию комплекса операций по скважине.

Как видно из диаграмм (Рис.5.4., 5.5.), в общем случае, несмотря на то, что после повторного ГРП добыча по жидкости заметно ниже, чем после первичного, вследствие меньшей обводненности, добыча нефти после повторного ГРП немного выше, что важно. Также после проведении ГРП без РИР, добыча как жидкости, так и нефти по этим скважинам выше, чем в скважинах, в которых ГРП был произведен с РИР, но при этом с меньшей обводненностью продукции, что важно.

В среднем, по опыту проведения ГРП на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения, эффект от ГРП продолжается примерно 3 года. Однако, есть такие скважины, по которым дебит жидкости снижается ниже базового в течение трех- четырех месяцев, но по нефти остается на том уровне, который получили в первый месяц после проведения ГРП.

Рис. 5.4. Средние показатели работы скважин после проведения операции ГРП за 2003 год



Рис. 5.5. Средняя дополнительная добыча от одной скважины после проведения ГРП

5.3 Причины снижения эффективности ГРП

На основании опыта производства ГРП можно судить о характере поведения скважин после процесса и выявить причины отклонения их параметров от ожидаемых.

Замечено, что не все скважины ведут себя в процессе эксплуатации как ожидалось, и в большинстве случаев это не зависит от успешности проведения ГРП, а связанно с работами, произведенными на скважинах после ГРП. Это: глушение скважин солевым раствором; срыв и извлечение пакера из скважины; спуск пера-воронки на колонне НКТ и промывка скважины от проппанта с допуском до забоя; перевод скважины на воду и освоение ее компрессированием; спуск в скважину подземного оборудования.

Очевидно, что скважина, обладающая после ГРП повышенной приемистостью, в процессе проведения этих операций активно поглощает солевой раствор и воду, вследствие чего фазовая проницаемость коллектора и проппанта падает. Кроме того на забой зачастую оседает пачка солевого раствора, снижая депрессию на пласт, что при невысоких пластовых давлениях существенно снижает продуктивность скважины.

5.4 Предложения по сокращению сроков проведения ГРП

Усовершенствование цикла ГРП возможно за счет применения новой технологии - комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) или Койл-тюбинга. Данная технология позволяет осуществлять промывку забоя скважин после ГРП с одновременным вызовом притока нефти из пласта, что способствует не только качественной очистке забоя от незакрепленного проппанта, но и удалению из трещины фрагментов разрушенной в результате разрыва породы, утерянного солевого раствора, а в конечном итоге - более продолжительной работе электроцентробежных насосов - ЭЦН.

Общая процедура выведения скважины в режим добычи после проведения ГРП:

· Монтаж ГНКТ на месте производства работ. Все линия закрепляются с соблюдением мер техники безопасности. Совещание по технике безопасности для личного состава бригады перед началом работ;

· Опрессовка наземных линий и превентора в течение 5 минут. Убедиться, что гибкая НКТ оснащена двумя обратными клапанами в непосредственной близости от компоновки низа колонны (КНБК);

· Спуск гибкой НКТ. Промывка раствором. При спуске инструмента через каждые 500 метров проверять вес, убедившись, что индикатор веса оттарирован с учетом плавучести трубы;

· Замер глубины верха пробки проппанта/песка. Промывка до искусственного забоя на максимальной подаче насоса;

· По достижении искусственного забоя промывка минимум двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости (рекомендуется наиболее продолжительный способ);

· Подъем ГНКТ до рекомендуемой глубины и начало прокачки азота, поддерживая производительность примерно 50 куб.м/час;

· Закачка раствора со спуском до искусственного забоя, промывка двумя объемами затрубного пространства или до чистой промывочной жидкости;

· Проверка скважины на приток. Подъем и демонтаж гибкой НКТ;

· Спуск и запуск основного ЭЦН и использование частотного преобразователя.

· Постепенный вывод скважины на режим в течение 48 часов. Регулярный отбор проб жидкости для определения концентрации механических примесей. Данные последних 12 часов исследования могут быть полезны для оценки производительности скважины после ГРП и для подтверждения расчета основного размера ЭЦН;

Общее время выполнения промывки для большинства скважин, как показывает практика, не превышает 12-16 часов. При этом скорость собственно промывки в нормальных условиях составляет 100 метров за 6 часов или примерно 15 метров в час.

Применение ГНКТ позволит сократить общую продолжительность цикла ГРП до 13 суток.

Произведение промывки скважины после ГРП посредством комплекса гибкой НКТ с использованием различных жидкостей, способствует минимизации выноса проппанта и других механических примесей.

Среднее время на выполнение работ ГНКТ - 2 или 3 дня в зависимости от длины интервала, подлежащего очистке.

Средняя цена услуг ГНКТ - 30 000 долл. США

США Среднее время на выполнение работ ГНКТ - 2 или 3 дня в зависимости от длины интервала, подлежащего очистке. Для бригады КРС данная операция занимает 14 - 18 дней, в зависимости от сложности проблемы.

Стоимость ремонта будет около 15 000 долл. США.

Относительно высокая цена работы станка КРС связана с необходимостью смены эксплуатационной колонны НКТ, в то время как ГНКТ делает промывку внутри эксплуатационной колонны.

Технология ГНКТ предлагает ускоренное выполнение операции по промывке скважин по сравнению с традиционной установкой КРС. В дополнение к этому, ГНКТ обеспечивает более надежный контроль состояния скважины, благодаря высокой автоматизации и компьютерному обеспечению процесса. Вместе с промывкой ГНКТ также обеспечивает закачку азота.

На выполнение одной работы комплексу ГНКТ в среднем достаточно двое суток. Следовательно, в течение месяца ГНКТ вполне может справиться с промывкой 12 скважин. Оставшееся время (6-7 дней в месяц) может быть использовано для техобслуживания, текущего и капитального ремонта оборудования.

5.4.1 Основные преимущества применения ГНКТ

· Промывка через эксплуатационную колонну НКТ;

· Сокращение времени операции и увеличение количества операций в месяц;

· Увеличение добычи из окружающих эксплуатационных скважин. Преимущество ГНКТ основано на увеличении количества операций за определенный период времени. Валовой доход будет зависеть в основном от дебита окружающих нефтяных скважин. Изменение дебитов обычно начинается через 1-2 месяца после промывки;

· Обнаружение неправильного профиля закачки воды, промывка ствола ГНКТ дает возможность проведения каротажа профиля притока. Можно сэкономить значительные средства, если удастся вовремя заглушить ненужную скважину.

· Обнаружение повреждений стенок труб. Возможность своевременного КРС;

· Более высокая степень контроля скважины, т.к. среднее давление в нагнетательных скважинах - 120 бар.

Тот факт, что скважина может начать добычу с большим дебитом сразу после ремонта делает использование ГНКТ весьма привлекательным.

5.4.2 Сравнение возможностей станка КРС и комплекса ГНКТ

· Станок КРС не в состоянии удалить песок быстро и эффективно. Это может быть в случаях проблемы с контролем скважины или существует риск потери циркуляции;

· Скважина работает с дебитом не менее 30 тонн нефти в сутки;

· Велика вероятность потери циркуляции. ГНКТ имеет большое преимущество в использовании метода моделирования реальных условий в стволе. Выбор жидкости обработки с подходящими реологическими свойствами или азота помогает уменьшить плотность циркулирующей жидкости и увеличить угловую скорость для облегчения выноса частиц из ствола скважины;

6. Экономическая часть

6.1 Технико-экономическое обоснование применения комплекса ГНКТ

Основное преимущество применения комплекса ГНКТ перед использованием станка КРС - это сокращение сроков проведения цикла ГРП в среднем на 15 суток, что, естественно, ведет за собой дополнительное количество рабочих дней каждой скважины в году, а следовательно и большее количество добытой нефти.

За счет увеличения количества дней работы добывающих скважин, соответственно и добычи нефти, увеличиваются и доходы предприятия.

Если учесть, что доход от добычи нефти расчитывается исходя из среднего дебита скважин, времени работы скважин в году, цены на нефть и затрат на произведение работ, то сравнение доходов от применения комплекса ГНКТ и станка КРС можно произвести следующим образом:

П_Ч = П_Р - Н_ПР

где П_Ч - чистая прибыль

Н_ПР - налог на прибыль

П_Р - прибыль от реализации продукции

П_Р = ВР - З

где ВР - выручка от реализации продукции

З - затраты на проведение промывки

ВР= Q_Н*T_работы*Ц_Н

П_Р =Q_Н*T_работы*Ц_Н - З

П_{Р КРС}=Q_Н*T_работы*Ц_Н - 15000*45

П_{Р ГНКТ}=Q_Н*(T_работы+15*45)*Ц_Н - 30000*45

Д П_Р = П_{Р ГНКТ} - П_{Р КРС} = (Q_Н*(T_работы+15*45)*Ц_Н - 30000*45) -

- (Q_Н*T_работы*Ц_Н - 15000*45) = Q_Н*T_работы*Ц_Н + Q_Н*T_работы*15*45*Ц_Н -

- 30000*45 - Q_Н*T_работы*Ц_Н - 15000*45 =

= Q_Н*15*45*Ц_Н - 15000*45

Н_ПР = П_Р*С_н.пр./100%

где С_н.пр - ставка налога на прибыль (с1.01.02г. 24%)

Т.е. за счет того, что каждая скважина, в результате применения этой технологии, работает на 15 дней больше в первом году после проведения операции ГРП, предприятие получает дополнительную прибыль Д П_Р, которая равна при среднем дебите, примерно, 23 тонны в сутки и цене на нефть на 14.05.04г. 302 $/тн

Д П_Р = 23*15*45*302 - 15000*45 = 4 013550 US$

что составляет 112 379 400 рублей

Н_ПР = 112 379 400 *24_.%/100% = 26 971 056 руб

Чистая прибыль от реализации применения комплеса ГНКТ для промывки скважины после проведения ГРП по сравнению с прибылью от применения станка КРС

П_Ч = 112 379 400 - 26 971 056 = 85 408 344 руб

т.е. предприятие, в случае использования данного оборудования при проведении цикла ГРП в текущем году при таком же количестве операций ГРП, примерно, 85 млн. руб. Несмотря на то, что в расчете приняты цены на нефть за 15.05.04г применительно для дебитов 2003г., учитывая, что эффективность от ГРП на Ем-Ёговской площади Красноленинского месторождения постоянно высока, то можно исходить из того, что если в текущем году будет произведено столько же операций ГРП по этой же площади, то предприятие получит прибыль от применения комплекса ГНКТ, равную расчетной сумме, в случае большего количества операций ГРП, соответственно, еще большую прибыль.

Промывки песка представляются хорошим подспорьем для выполнения программы капитальных ремонтов, особенно когда песок остается в эксплуатационной НКТ. В этом случае установка КРС не может поднять колонну. Потребуется доставка НКТ малого диаметра (1,5 дюйма), что повлечет дополнительное время простоя.

Помимо подобных сложных проблем ГНКТ предлагает более высокую эффективность и надежность по сравнению с установками КРС. Хотя их услуги дешевле, они не имеют достаточного вспомогательного оборудования, что отрицательно сказывается на производительности их труда.

Однако у этоко комплекса, естественно, имеются свои недостатки. Чтобы конкурировать с КРС, технология ГНКТ должна предлагать более совершенные технические решения, такие как:

· Специально подобранная рабочая жидкость, которая обеспечит очистку в самых критических ситуациях (обсадная труба 5,12 дюйма и отклонение ствола свыше 15 градусов);

· Комплект инструментов ГНКТ, который позволил бы разрушать любые песчаные пробки.

7. Охрана окружающей среды и техника безопасности

7.1 Техника безопасности

7.1.1 Охрана труда

Система управления охраной труда состоит из регламентированных законодательными актами и нормативными документами взаимосвязанных социально-экономических и организационных мероприятий, методов и средств, направленных на формирование безопасных и здоровых условий труда на производстве. Она устанавливает и регламентирует единый порядок разработки и осуществления организационно-профилактических мероприятий по обеспечению безопасных и здоровых условий для эффективного и высокопроизводительного труда.

Система управления охраной труда направлена на решение следующих задач:

совершенствование организации работы в области охраны труда на всех уровнях управления производством;

установление единого порядка обучения работников безопасным методам работы;

обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов;

соблюдение требований охраны труда на стадии проектирования, строительства и приемки в эксплуатацию объектов производственного назначения;

содержание зданий и помещений в нормальном состоянии;

нормализация санитарно-технических условий труда;

обеспечение работников средствами индивидуальной защиты;

санитарно-бытовое обслуживание работающих;

обеспечение своевременного и правильного расследования и учета несчастных случаев на производстве и устранение их причин;

повышение активности и заинтересованности рабочих. Служащих и инженерно-технических работников в работе по обеспечению безопасных условий труда и вовлечение в нее широкого круга работающих, профсоюзного актива;

укрепление трудовой и производственной дисциплины;

обеспечение соблюдения работающими требований правил, норм и инструкций по технике безопасности;

повышение ответственности руководящих и инженерно-технических работников за безопасность труда.

Решение указанных задач обеспечивается совместной деятельностью руководящих и инженерно-технических работников предприятий и профсоюзной организацией в соответствии с возложенными на них функциями.

Роль критериев управления охраной труда играют показатели безопасности труда, имеющие количественное и качественное выражение. Большинство опасных и вредных производственных факторов можно измерить и полученные значения сравнить с нормативными или оптимальными параметрами, установленными правилами, нормами, стандартами и другой нормативно-технической документацией по безопасности труда.

7.1.2 Требование безопасности при проведении ГРП ОАО «ТНК-Нягань»

Работы по обеспечению безопасности проведения гидравлического разрыва пласта должны выполняться в соответствии с разделом 4.13 « Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности», утвержденных Госгортехнадзором СССР 31.01.1974г, в соответствии с которыми основные требования нижеследующие:

Гидравлический разрыв пластов должен производиться под руководством инженерно-технического работника по плану, утвержденному главным инженером предприятия.

При проведении гидравлического разрыва пласта, когда давление может оказаться выше допустимого для эксплуатационной колонны, следует производить пакерование колонны.

Места установки агрегатов для гидроразрыва пластов должны быть соответствующим образом подготовлены и освобождены от посторонних предметов, препятствующих установке агрегатов и прокладке коммуникаций.

Агрегаты для гидроразрыва пластов должны быть установлены на расстоянии не менее 10м от устья скважины и расставлены так, чтобы расстояние между ними было не менее 1м и кабины их не были обращены к устью скважины.

Агрегат должен соединяться с устьевой арматурой специальными трубами высокого давления.

На устьевой арматуре или нагнетательных линиях должны быть установлены обратные клапаны, а на насосах - заводские тарированные предохранительные устройства и манометры. Предохранительные устройства должны удовлетворять требованиям, изложенным в Правилах.

Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к устьевой арматуре должны быть подсоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные на безопасное расстояние.

После окончания обвязки устья скважины следует опрессовать нагнетательные трубопроводы на полуторакратное давление от ожидаемого максимального при гидравлическом разрыве пласта.

При гидравлических испытаниях оборудования и обвязки устья скважины обслуживающий персонал должен быть удален от испытываемых объектов за пределы опасной зоны.

Выхлопные трубы агрегатов и других машин, применяемых при работах по гидроразрыву, должны быть снабжены глушителями-искрогасителями.

Во время закачки и продавки жидкости при гидроразрыве пластов нахождение людей возле устья скважины и у нагнетательных трубопроводов запрещается.

Во время работы агрегатов запрещается ремонтировать их или крепить обвязку устья скважины и трубопроводов.

Перед отсоединением трубопроводов от устьевой арматуры следует закрыть краны на ней и снизить давление в трубопроводах до атмосферного.

В зимнее время после временной остановки работ следует пробной прокачкой жидкости убедиться в отсутствии пробок в трубопроводах.

Запрещается подогревать систему нагнетательных трубопроводов открытым огнем.

Фирмы подрядчики часто вносят свои дополнительные условия в правила техники безопасности такие как: ограничение максимального рабочего давления, количество и параметры предохранительного оборудования, обязанности персонала и т.д., например фирма «Халлибертон» (см. приложение 2).

7.1.3 Безопасность эксплуатации нефтяных скважин при гидравлическом разрыве пласта

Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных способов воздействия на призабойную зону пласта. Сущность метода ГРП заключается в создании в обрабатываемом пласте одной или целого ряда трещин с помощью жидкости разрыва. Для закачивания в скважину жидкости под высоким давлением используют насосные установки.

Важным условием безопасности при использовании насосных установок является установка на насосах заводских тарированных предохранительных устройств и манометров. Выкид от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат. На нагнетательных линиях (на блоке манифольда) должны быть установлены обратные клапаны.

При обслуживании пескосмесительных агрегатов возникает опасность падения в бункер при отсутствии сеток на них, а так же падения с высоты при неисправности площадок со складывающимися ограждениями и лестниц с перилами для подъема на бункер.

Устье скважины при ГРП оборудуют специальной арматурой, в корпусе головки которой помещены резиновые уплотнители и нажимные металлические кольца, предназначенные для герметизации межтрубного пространства. Для замера и регистрации давления при гидроразрыве к арматуре должны быть присоединены показывающий и регистрирующий манометры, вынесенные с помощью импульсивных трубок на безопасное расстояние. Арматура соединяется с агрегатом специальными трубами или клапанами высокого давления. При обслуживании автоцистерн, предназначенных для перевозки жидкости, применяемой при разрыве пласта и подачи её в насосные агрегаты под давлением, особое внимание должно быть обращено на исправность дыхательного клапана, редукционного клапана на насосе, исправность лестниц с перилами, со складывающимися ограждениями для обслуживания люка и дыхательного клапана и др.

Большое значение для безопасности проведения гидроразрыва имеют подготовительные мероприятия. Территория вокруг скважины должна быть очищена и по возможности выровнена. Все предметы, препятствующие размещению оборудования и прокладке трубопроводов. Должны быть убраны, а подъездные пути к скважине приведены в порядок.

Перед проведением работ по ГРП необходимо проверить исправность оборудования, предохранительных устройств, контрольно-измерительных приборов и всех устройств по технике безопасности. Оборудование и нагнетательные линии после их монтажа на скважине опрессовывают на полуторакратное давление от ожидаемого при гидравлическом разрыве пласта. При проведении гидроразрыва зона вблизи агрегатов, трубопроводов, арматуры устья, находящаяся под высоким давлением, опасная. Поэтому перед началом работ по ГРП, так же как и перед опрессовкой оборудования, все люди должны быть удалены от устья скважины с таким расчетом, чтобы кабины установок не были обращены к устью скважины. Расстояние между установками должно быть не менее 1м. По окончании работ по ГРП перед отсоединением трубопроводов от головки необходимо, закрыв краны на головке, снизить давление в трубопроводах, остатки растворов допускаются сливать только в промышленную канализацию, нефтеловушку или емкость. При перерывах в работе, остановках в зимнее время для того, чтобы убедиться в отсутствии ледяных пробок в трубопроводах, пускать насос следует только после пробной прокачки жидкости по трубам. В связи с тем, что при гидроразрыве пластов применяют мощные установки и механизмы, при их работе создается интенсивный шум, превосходящий санитарные нормы на 15-17дб. ВНИИТБ разработаны звукопоглощающие облицовочные маты, которые снижают уровень шума в кабине машиниста-водителя на 18-20дб.