в процессе выполнения каких работ наиболее вероятен гидроразрыв пласта
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Процесс гидроразрыва пласта( ГРП)
ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
👉Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.
Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких десятков метров.
Образовавшиеся в породе трещины шириной 1—2 мм, заполненные крупнозернистым песком, высокапроницаемые фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз.
При разрыве фильтрующейся в пласт жидкостью механизм образования трещин можно представить в следующем виде.
👆В каждой сцементированной горной породе имеются естественные микротрещины, которые под действием горного давления, т. е. давления, создаваемого залегающими выше породами, плотно сжаты. Проницаемость таких трещин незначительна.
Раньше считалось, что давление разрыва пластов должно превышать горное давление, создаваемое массой пород. Практически оказалось, что чаще всего давление разрыва бывает меньше, чем горное давление, и равно 1,5—2,5 гидростатического давления в скважине, т. е.
где р р— давление разрыва, Па;
Н — глубина скважины, м.
Причину образования трещин при давлении, меньшем горного давления, акад. С. А. Христнанович объясняет пластическими деформациями глин и глинистых пород в процессе бурения скважин, залегающих в кровле или в самом продуктивном пласте Предполагается, что глины «вытекают» в скважину после их вскрытия под действием лежащих выше пород Это приводит к возникновению «разгружающих сводов» в зоне пластов, охваченных пластической деформацией, и вследствие этого вертикальное горное давление оказывается уменьшенным вблизи скважины.
Операция гидравлического разрыва пласта состоит из следующих последовательных этапов (рис. 1): 1) закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин в пласте; II ) закачка жидкости-песконосителя; III ) закачка жидкости для продавливания песка в скважину.
Для проведения этих операций заранее устанавливают качество и объем рабочей и продавочной жидкостей, количество песка и его концентрацию в рабочей жидкости.
Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-песконосителя применяют одну и ту же жидкость Поэтому для упрощения терминологии эти жидкости объединяют под одним названием— жидкость разрыва. Жидкости разрыва применяют в основном два видов: 1) углеводородные жидкости и 2) водные растворы Иногда применяют водонефтяные и нефтекислотные эмульсии
Углеводородные жидкости применяют в нефтяных скважинах, к ним относятся сырая нефть повышенной вязкости, мазут или его смесь с нефтями, дизельное топливо или сырая нефть, загущенные нафтеновыми мылами
Водные растворы применяют в нагнетательных скважинах, к ним относятся вода, водный раствор сульфитспиртовой барды, растворы соляной кислоты, вода, загущенная различными реагентами, а также загущенные растворы соляной кислоты. Выбор жидкости разрыва определяется в основном такими ее параметрами, как вязкость, фильтруемость и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
При слишком малой вязкости жидкости разрыва для достижения давления разрыва требуется закачка в пласт значительного объема жидкости, поэтому необходимо большое число одновременно работающих насосных агрегатов. При слишком большой вязкости жидкости для образования трещин необходимы высокие давления, так как с увеличением вязкости растут потери напора при прокачке жидкости по трубам.
Обычно вязкость жидкости разрыва в зависимости от проницаемости пород пласта выбирают в пределах от 50 до 500 сП (от 0,05 до 0,5 Па-с). В отдельных случаях, особенно при закачке жидкости через обсадную колонну, применяют жидкость вязкостью до 1000, а иногда до 2000 сП (до 2 Па-с).
Удерживающая способность жидкости, т. е. способность удерживать песок во взвешенном состоянии, находится в прямой зависимости от ее вязкости. Жидкость разрыва должна обладать низкой фильтруемостью, чтобы она слабо поглощалась стенками трещины, это дает возможность поддерживать трещины в открытом состоянии и заполнять их песком при малых объемах закачиваемой жидкости и невысоких темпах ее нагнетания. Фильтруемость проверяют на приборе по определению водоотдачи глинистого раствора. Низкой считается фильтруемость менее 10 см за 30 мин. Более вязкие жидкости имеют меньшую фильтруемость. Удов летворительную фильтруемость имеет большинство мазутов при температуре менее 20 °С, сырые же нефти в основном хорошо фильтруются, поэтому они не рекомендуются для применения при гидроразрыве.
Повышения вязкости и уменьшения фильтруемости жидкостей, применяемых для разрыва пластов, достигают введением в них соответствующих загустителей. Такими загустителями для углеводородных жидкостей являются соли органических кислот, высокомолекулярные и коллоидные соединения нефтей.
Очень низкой фильтруемостью обладают растворы сульфит-спиртовой барды, широко применяемой при гидроразрывах в нагнетательных водяных скважинах.
Песок для заполнения трещин при гидравлическом разрыве пласта должен удовлетворять следующим требованиям: 1) иметь высокую механическую прочность, чтобы образовывать надежные песчаные подушки в трещинах и не разрушаться под давлением пород; 2) сохранять высокую проницаемость. Этим требованиям удовлетворяет крупнозернистый, хорошо скатанный и однородный по составу кварцевый песок. Нежелательно содержание в песке больших примесей полевого шпата, ракушечника, так как они обладают меньшей механической прочностью Окатанность зерен песка способствует лучшему его проникновению в глубь трещин.
Количество песка для закачки в пласт зависит от степени трещиноватости пород. В сильнотрещиноватые породы (известняки и доломиты) закачивают больше песка — до нескольких десятков тонн на скважину. Большие количества песка закачивают также и в рыхлые породы, обычно уже значительно дренированные предыдущей эксплуатацией и склонные к пробкообразванию.
В пласты, сложенные из песчаников и малотрещнноватых известняков, считается целесообразным закачивать в среднем 8— 10 т песка на скважину. В отдельных случаях это количество уменьшают до 4—5 т или, наоборот, увеличивают до 20 т.
Концентрация песка в жидкости- песко- носителе зависит от ее фильтруемости и удерживающей способности и может коле баться от 100 до 600 кг на 1 м 3 жидкости. Повышать концентрацию выше 600 кг/м 3 не рекомендуется вследствие затруднений при закачке и быстрого износа насосного оборудования.
Технология гидроразрыва пласта состоит в следующем. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную способность и давление поглощения. Результаты исследования скважины позволяют определять количество жидкости и давления, необходимые для проведения разрыва, а также судить о качестве проведенного разрыва, об изменениях проницаемости призабойной зоны после разрыва.
Примерная схема подземного оборудования скважины для гидравлического разрыва пласта приведена на рис. 2.
Рис. 2. Расположение подземного оборудования при гидравлическом
жидкость разрыва подается на забой. Трубы меньшего диаметра для гидравлического разрыва применять не следует, так как при прокачке жидкости в них возникают большие потери давления.
Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части. При этом давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера. При значительных давлениях, создаваемых в процессе гидравлического разрыва пласта, на пакер снизу вверх действуют большие усилия.
Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления на трубах устанавливают гидравлический якорь. При нагнетании в трубы жидкости давление действует на поршеньки в якоре, выдвигает их из гнезд и прижимает к обсадной колонне. Чем выше давление, тем с большей силой поршеньки будут прижиматься к колонне. Кольцевые грани на торце поршеньков, врезаясь в колонну, будут оказывать тормозящее действие на движение насосно-компрессорных труб.
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Общая схема обвязки и расположения у скважины оборудования для гидроразрыва приведена на рис. 3.
Порядок работ при гидравлическом разрыве пласта следующий.
1. В подготовленной и оборудованной скважине производят гидропескоструйную перфорацию (если это предусмотрено планом работ); освобождают пакер, вымывают шариковый клапан гидропескоструйной насадки; производят вторичную посадку пакера.
2. В трубы закачивают нефть (при обработке нефтяной скважины) или воду (при обработке нагнетательной скважины) и создают максимально возможное давление. По отсутствию перелива жидкости через затрубное пространство судят о герметичности пакера.
3. При максимальном числе подключенных насосных агрегатов в скважину закачивают жидкость разрыва. О разрыве пласта судят по резкому увеличению приемистости (поглотительной способности) скважины. Отсутствие резкого спада давления в насосах указывает на высокую проницаемость пласта или на существование в пласте естественных трещин, ширина которых постепенно увеличивается по мере нарастания давления.
Резкий спад давления при разрыве пласта, сопровождающийся одновременным увеличением приемистости скважины, происходит при обработке пластов с малой проницаемостью при отсутствии в пласте естественной трещиноватости.
5. Прокачивают в скважину продавочную жидкость при максимальных давлениях, обеспечивающих раскрытие трещин и введение в них песка. Для этого к скважине должно быть подключено наибольшее число насосных агрегатов, чтобы достигнуть максимальной скорости прокачки.
Количество продавочной жидкости должно быть равно емкости колонны насосно-компрессорных труб. При прокачке излишнего количества продавочной жидкости она может оттеснить песок в глубь пласта: это (приведет к тому, что после снятия давления трещина в непосредственной близости к скважине снова сомкнется и эффект от разрыва пласта будет сведен к нулю.
6. Снимают давление в скважине и извлекают остаток песка с забоя (если он там имеется) путем обычной промывки скважины.
На этом операции по гидравлическому разрыву пласта заканчиваются: нефтяную скважину сдают в эксплуатацию, а из нагнетательной скважины вымывают закачанную вязкую жидкость.
В неглубоких скважинах разрыв пласта обычно проводят без спуска насосно-компрессорных труб или с трубами, но без пакера. В первом случае жидкость нагнетается непосредственно по обсадным трубам, во втором—по трубам и затрубному пространству. Такая технология проведения процесса позволяет значительно сократить потерн давления в скважине при нагнетании жидкости с высокой вязкостью.
В скважинах, имеющих фильтровую зону большой мощности или вскрывших несколько продуктивных пропластков, проводят многократные поинтервальные гидравлические разрывы.
Многократный разрыв пласта можно осуществлять следующими способами.
1. Проводить гидравлический разрыв по обычной технологии, а затем в скважину вместе с жидкостью нагнетать вещества, временно закупоривающие трещину или закрывающие перфорационные отверстия против интервала разрыва. Это дает возможность вновь повысить давление и разорвать пласт в другом месте. В качестве закупоривающего материала используются зернистый нафталин, эластичные шарики из пластмассы и др. При освоении скважин нафталин растворяется в нефти и удаляется из трещины, а шарики выносятся потоком на поверхность.
2. Зону, предназначенную для образования трещин, можно каждый раз разобщать двумя пакерами или гидравлическими затворами и проводить разрыв пласта по обычной технологии.
3. Осуществлять многократный разрыв с изоляцией нижележащих прослоев продуктивного пласта песчаной пробкой.
В разрезах с большим числом прослоев глин, т. е. с низкой проницаемостью по вертикали, весьма желательно создавать вертикальные трещины, соединяющие продуктивные пропластки. Для образования вертикальных трещин применяют нефильтрующиеся жидкости разрыва. Вертикальные трещины могут образоваться также при нагнетании фильтрующихся жидкостей разрыва с быстрым повышением жидкости и давления на забое.
При гидравлическом разрыве пласта применяют комплекс специального оборудования, в который входят насосные агрегаты, пескосмесительные машины, автоцистерны для транспортирования жидкостей разрыва, устьевая обвязка, пакеры, якоря и другое вспомогательное оборудование.
ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА
Рамный агрегат АНР-700 имеет параметры, аналогичные параметрам агрегата 5АН-700, и состоит из унифицированных узлов:лиловой установки, коробки передач, насоса, манифольда, кабины с пультом управления и др.
Для смешивания жидкости-песконосителя с песком применяют пескосмесительные установки типа 3 ПА или 4 ПА, также смонтированные на высокопроходимых автомобилях.
Процесс смешивания песка с жидкостью и подачи смеси на прием насосных агрегатов полностью механизирован.
Пескосмесительный агрегат типа 4 ПА имеет грузоподъемность 9 т и производительность 50 т/ч песка. Он оборудован загрузоч ным шнеком. Этими агрегатами готовится смесь песка с жидкостью любой заданной концентрации.
Рис. 4. Арматура устья 2 АУ-700
При проведении гидроразрыва устье скважины оборудуется арматурой типа 1 АУ-700 или 2 АУ-700. Арматура 2 АУ отличается от 1 АУ габаритными размерами и возможностью подключения ее к 73- и 89-мм подъемным трубам, а также гибкими соединениями отводов.
Арматура (рис. 4) состоит из трубной головки (крестовины) 1 с патрубком 2, устьевой головки 3 с сальником, пробковых кранов 4 и других элементов.
Трубная головка рассчитана на рабочее давление 700 кгс/см (70 МПа) и служит для соединения насосно-компрессорных труб, спущенных в скважину. Из трех горизонтальных отводов трубной головки к двум через пробковые краны присоединяются напорные линии. Устьевая головка имеет четыре отвода, три из них имеют
пробковые краны. К четвертому отводу присоединен манометр и предохранительный клапан гвоздевого типа. На нижнем конце головки нарезана резьба, для присоединения к эксплуатационной колонне.
Все краны арматуры имеют цилиндрические пробки и уплотняющие седла и легко управляются под давлением.
Арматура устья 1 АУ-700 и 2 АУ-700 универсальная, ее можно применять не только при гидроразрыве пластов и гидропескоструйной перфорации, но и при кислотных обработках, промывках песчаной пробки, цементировании и других операциях, проводимых с нагнетанием жидкостей по заливочным трубам и обсадной колонне.
В процессе гидравлического разрыва пласта обычно применяют несколько насосных агрегатов. Для упрощения их обвязки между собой и с арматурой устья при нагнетании жидкости в скважину используют самоходный блок манифольда 1БМ-700, который состоит из напорного и приемно-раздаточного коллектора, комплекта труб с шарнирными соединениями и подъемной стрелы. Все это оборудование смонтировано на шасси трехосного автомобиля ЗИЛ-131 повышенной проходимости или на шасси автомобиля ЗИЛ-157К.
Насосные агрегаты с помощью быстросъемных гибких соединений из труб подключаются к блоку манифольда, который, в свою очередь, соединяется с арматурой устья.
Гидроразрыв пласта — вчера, сегодня, завтра
Двадцать лет назад был проведен первый в истории компании гидроразрыв пласта (ГРП). Опытным полигоном для этого стало Карамовское месторождение «Ноябрьскнефтегаза». С тех пор технология гидроразрыва стала только актуальнее: сегодня ее не просто применяют для интенсификации добычи на активах «Газпром нефти» — с ней связывают большие надежды по освоению трудноизвлекаемых запасов
Первый опыт
Поиск технологий, позволяющих интенсифицировать добычу нефти, начался еще в конце XIX века в США — практически сразу после того, как стали очевидны блестящие финансовые перспективы нефтяного бизнеса. Тогда малую эффективность применявшегося бурового оборудования и способов добычи попытались компенсировать взрывами нитроглицерина в скважине. В целом мысль была верной — таким образом удавалось разрушать породы в призабойной зоне, обеспечивая больший приток пластового флюида. Впрочем, способ оказался опасным и довольным грубым.
Следующим шагом стала обработка забоя кислотой для растворения известняка, цементирующего породы некоторых нефтяных коллекторов. Первые кислотные обработки были выполнены еще в 1895 году. В промышленных масштабах этот метод стали применять лишь через 30 лет. Тогда же выяснилось, что закачка кислоты под значительным давлением оказывается более эффективной. Это дало толчок развитию идеи о разрыве твердых пород с помощью давления потока жидкости. Первопроходцами в деле внедрения гидравлического разрыва пласта считают американцев. Проведение первого успешного ГРП в конце годов приписывается компании Halliburton, тогда же появилась и первая теоретическая работа на этот счет — американский инженер Кларк* описал сам метод и теоретические представления о происходящем в скважине процессе. Положительные результаты, которые наблюдались при проведении гидроразрывов, очень быстро сделали эту технологию популярной на нефтепромыслах США. Несмотря на ее малую изученность и несовершенство, уже к 1955 году общее количество гидроразрывов на американских скважинах достигло 100 тысяч.
В Советском Союзе первые гидроразрыв пласта в нефтяной промышленности начали применять в начале годов. Причем именно советские ученые стояли у истоков создания теоретических работ, позволяющих моделировать процесс ГРП и предсказывать его результаты. Основатель Московского физтеха академик Сергей Христианович с коллегами разработали теорию образования и распространения двумерных трещин в пласте. Их наработки до сих пор используются при создании прогнозных моделей. Пик применения гидроразрыва пласта в СССР пришелся на когда количество операций превышало 1,5 тыс. в год. С открытием крупных высокодебитных месторождений в Западной Сибири от применения ГРП практически отказались — «легкая» нефть позволяла обходиться без дополнительных методов интенсификации. Вновь внимание на технологию гидроразрыва в России обратили лишь в конце когда структура запасов нефти и газа существенно изменилась.
Динамика ГРП в «Газпром нефти»
В поисках лучшего
К сожалению, за несколько десятилетий невостребованности отечественное оборудование и опыт применения гидроразрыва пласта значительно отстали от мирового уровня. Поэтому в новейшей истории проведение ГРП на российских месторождениях сразу же стало прерогативой иностранных сервисных компаний. Сегодня ситуация на рынке изменилась, тем не менее, все новые веяния в технологии по-прежнему приходят из-за рубежа. Главный вектор развития — удешевление технологии, повышение ее эффективности и поиск способов применения в самых сложных случаях, таких как разработка нетрадиционных запасов.
Схема ГРП сводится к ряду последовательных операций: определение места разрыва для образования трещин в породах нефтяного пласта, создание на выбранных участках скважин условий (отверстий) для давления на пласт, закачка в пласт под большим давлением разрывающей жидкости, закачка в образовавшуюся трещину расклинивающего агента (проппанта), промывка скважины и ее эксплуатация. Со времени проведения первого ГРП так или иначе претерпели изменения все перечисленные этапы: сегодня технологию стараются максимально подогнать под условия каждого месторождения. Современный гидроразрыв, при всей массовости его применения,— это очень индивидуальная технология, обеспечивающая оптимальную эффективность именно за счет подбора параметров для каждого конкретного случая.
В первых гидроразрывах в качестве закачиваемой жидкости использовали техническую воду, а для расклинивания скважины — речной песок. ГРП проводили на любой скважине, где хотелось увеличить дебит, без предварительных расчетов возможных последствий. Современные компьютерные возможности обработки геологической информации и построения модели пласта позволяют выбрать наиболее подходящее место для инициации образования трещины. А дальнейшее моделирование с учетом свойств пластовых пород дает возможность рассчитать необходимые параметры закачиваемой жидкости и подобрать подходящий проппант, которые обеспечат получение трещины оптимальных размеров с максимальной проводимостью.
«В „Газпром нефти“ развитие технологии ГРП шло по пути поиска наиболее подходящих составов жидкости гидроразрыва, подбора оптимальных типов проппанта,— рассказывает начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Закачиваемый в скважину гель в идеале должен быть достаточно вязким, чтобы не уходить в пласт, а также без потерь доносить проппант до трещины, не давая ему осесть в скважине. В то же время впоследствии жидкость должна легко вытекать из трещины, чтобы не уменьшать ее проводимость». По словам специалиста, для этого в гель ГРП добавляют специальные вещества — брейкеры, снижающие вязкость жидкости. Современные брейкеры заключают в капсулы, которые разрушаются под давлением в трещине. Таким образом гель начинает разжижаться только после завершения образования и стабилизации трещины. Помимо брейкеров в состав жидкости гидроразрыва могут входить и другие специальные компоненты, например уменьшающие трение жидкости при прохождении по трубе. Это позволяет экономить на затратах мощности. Есть свои секреты и в процессе выбора проппанта, который эволюционировал от обычного речного песка до шариков из обожженной глины или бокситов. Здесь ищут оптимальное соотношение цены, прочности и проводимости расклинивающего агента в конкретных горно-геологических условиях.
Количество ГРП на нефтяных скважинах США
Новые горизонты
Сегодня странно слышать, что гидроразрыв пласта можно проводить лишь для того, чтобы преодолеть призабойную зону, испорченную оставшимся в ней буровым раствором, и связать чистый пласт со скважиной. Хотя двадцать лет назад это был обычный повод: в пластах с высокой проницаемостью буровой раствор загрязнял (кольматировал) достаточно обширную зону около скважины, препятствуя нефтедобыче. Сегодня рабочих пластов с высокой проницаемостью практически не осталось, а главная задача при проведении ГРП — увеличить интенсивность нефтеотдачи за счет большего охвата продуктивной зоны, сделать рентабельной добычу из неудобных коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Многостадийный гидроразрыв пласта
Новые задачи требуют и нового подхода к реализации технологии. Так, если при первых ГРП в пласт закачивалось не более тонн проппанта, то сегодня эти значения достигают сотен тонн. Большое количество проппанта необходимо при создании протяженных трещин, охватывающих значительную часть пласта. А чтобы достичь таких показателей закачки, нужны мощные насосы, точный расчет геометрии трещины и подходящая жидкость гидроразрыва. Подбор жидкостей — это отдельная задача, стоящая перед химиками. Можно без преувеличения сказать, что успех проведения ГРП минимум на 60% зависит от верности ее решения.
Если первые гидроразрывы в компании проводились только в наклонно-направленных скважинах, то в начале годов было принято решение попробовать эффективность гидроразрыва на горизонтальных скважинах. Впрочем, тогда речь шла о горизонталках, пробуренных в достаточно мощных и высокопроницаемых участках на традиционных месторождениях, без существенных осложнений. Целью проведения ГРП на таких скважинах, изначально не предназначенных для этой технологии, было желание поднять добычу, уменьшившуюся вследствие естественной потери продуктивности из-за кольматации призабойной зоны скважины как частичками от матрицы породы, так и привнесенными загрязнениями при ремонтах. При этом неудачным ГРП ситуацию можно было значительно ухудшить, например, в том случае, если бы трещина соединила пласт с обводненными участками. Первый опыт гидроразрыва на горизонтальных скважинах, несмотря на все но, оказался вполне успешным и позднее позволил более уверенно подойти к внедрению технологии многостадийных ГРП на горизонтальных скважинах в низкопроницаемых коллекторах.
Массовое применение технологии многостадийного гидроразрыва пласта началось в начале ХХI века в Америке после первых настоящих успехов на сланцевых месторождениях нефти и газа. Именно МГРП стало основой сланцевой революции. В России технологию начали внедрять в В «Газпром нефти» в качестве пробного актива был выбран Вынгапуровский участок — месторождение, где остаточные запасы невозможно вовлечь в разработку традиционными способами. Опытно-промышленные работы по проведению здесь четырехстадийного гидроразрыва были проведены в 2011 году.
«Газпромнефть-ноябрьскнефтегаз»: 20 лет на разрыв
В середине 90‑х годов в «Ноябрьскнефтегазе» — одном из четырех предприятий, составивших основу созданной в 1995 году «Сибнефти», — объем добычи стал быстро сокращаться. Требовались альтернативные подходы к добыче на зрелых активах. Одним из таких подходов стало применение гидроразрыва пласта.
23 июня 1995 года на скважине № 459 Карамовского месторождения был проведен первый гидроразрыв в истории Ноябрьского региона. Тогда в толщу пласта закачали всего две тонны проппанта, но начало масштабному внедрению новой технологии было положено. Всего с 1995 года на месторождениях «Ноябрьскнефтегаза» провели около 4,8 тыс. операций ГРП. За это время средний объем закачиваемого проппанта увеличился до 80 тонн на скважину, а среднее количество стадий многостадийного ГРП достигло семи. Абсолютный рекорд по количеству гидроразрывов за месяц — 96 операций — в «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазе» был зафиксирован в октябре 2015 года.
Специалисты предприятия постоянно ищут новые варианты применения технологии ГРП.
Так, на горизонтальной скважине № 399/16 Карамовского месторождения впервые опробована технология поинтервального трехстадийного гидроразрыва пласта с предварительным проведением гидропескоструйной перфорации с малогабаритными перфораторами на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ или койлтюбинге). Изоляция интервалов ГРП происходит за счет проппантной пробки, оставляемой в стволе скважины на финальной стадии закачки. Технология актуальна для скважин, в которых технические особенности не позволяют спускать хвостовики традиционного многостадийного ГРП (с шарами и седлами). Такие скважины обычно заканчивали зарезкой горизонтальных или наклонно-направленных боковых стволов с дальнейшим проведением одностадийного ГРП. Новая технология позволила довести число фраков до трех, обеспечивая больший приток флюида к забою скважины. Инновация обеспечит вовлечение в разработку запасов, добыча которых ранее была нерентабельной.
Также в 2015 году продолжался поиск надежной технологии для проведения повторного гидроразрыва пласта на скважинах с компоновками МГРП. «У нас есть значительный фонд скважин как в Ноябрьске, так и в других регионах, где повторный многостадийный ГРП будет уместен, — рассказал начальник отдела дизайнов ГРП „Газпромнефть НТЦ“ Ильдар Файзуллин. — Поэтому сегодня главная задача — найти наиболее подходящую технологию». Вся сложность состоит в том, что для повторного гидроразрыва необходимо перекрыть уже имеющиеся открытые трещины. В настоящее время на Вынгапуровском месторождении проводятся опытные работы с применением специальных добавок, которые закачиваются в старые трещины до проведения повторного гидроразрыва и блокируют их, чтобы свести к минимуму утечки жидкости ГРП.
У многостадийного ГРП есть одно важное отличие от обычного гидроразрыва: для его реализации требуется специальное оборудование, опускаемое в скважину при ее заканчивании. Причем вариантов такого оборудования немало — его нужно подбирать исходя из пластовых условий и экономической целесообразности.
«Изначально при проведении МГРП на горизонтальных скважинах мы использовали компоновки с муфтами одноразового действия и нерастворимыми композитными шарами в качестве отсекателей (см. схему),— вспоминает Ильдар Файзуллин.— Заколонное пространство перекрывали с помощью разбухающих пакеров — своеобразных пробок, набухающих под действием нефти. Пакера разбивали на секции пространство за эксплуатационной колонной, куда могла попасть жидкость ГРП с проппантом в процессе постадийного проведения гидроразрыва. Сегодня мы уже имеем опыт цементирования заколонного пространства. Это более сложная и дорогая операция, но она обеспечивает надежность проведения гидроразрыва и позволяет лучше контролировать места инициации трещин».
Уже в 2014 году количество многостадийных гидроразрывов на горизонталках в «Газпром нефти» выросло до 168 операций за год. Причем меняется не только количество, но и качество: сегодня обычным делом считается гидроразрыв, а рекордное к настоящему времени количество стадий — 15 — проведено на Южно-Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса» в конце уходящего года.
С каждым годом объем запасов углеводородов в легко разрабатываемых пластах снижается, и на смену приходят низкопроницаемые объекты, выраженные высокой неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами с высокой степенью расчлененности пласта. Это негативно сказывается на уровнях добычи углеводородов.
Один из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывших такие пласты,— ГРП, который позволяет значительно увеличить темп отбора нефти. После ГРП увеличивается связь скважины с системой естественных трещин и с зонами повышенной проницаемости, расширяется область пласта, дренируемая скважиной.
Наиболее широкое распространение получила технология многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах, в результате применения которой кратно повышается дебит добывающих скважин. Также сегодня мы развиваем уникальные технологии, в ряду которых многоствольные скважины с проведением МГРП в каждом из стволов. На текущий момент идет бурение первой в России двуствольной скважины с МГРП на Крайнем месторождении. Кроме того, сейчас активно испытываются технологии проведения повторного МГРП, использование которых станет актуально через несколько лет.
Последнее слово в развитии технологии — компоновки с многоразовыми муфтами и пакером в качестве отсекателя зон с уже проведенным гидроразрывом. В этом случае пакер, активируемый при механическом сдавливании, заменяет традиционные композитные шары, позволяя делать максимальное число стадий разрыва, ограниченное только длиной скважины и экономическими расчетами. Оборудование для открытия муфт с инсталлированным пакером спускается в скважину на гибких трубах (койлтюбинге). В «Газпром нефти» подобная технология проведения ГРП впервые была применена на Приобском месторождении. Именно с ее помощью удалось увеличить количество стадий разрыва до 15 с перспективой и дальнейшего роста.
Трудноизвлекаемый опыт
Как это ни парадоксально, нельзя сказать, что с развитием технологии гидроразрыва она комплексно усложняется. Есть отдельные этапы, которые, несомненно, обрастают более сложной техникой, — например, моделирование развития трещин, вторичные методы исследования скважин для получения наиболее достоверной картины и анализа гидроразрыва — сейсмика, геофизические методы исследования. В то же время более мощные насосы дают возможность использовать менее сложные жидкости гидроразрыва — при высоких скоростях закачки вязкость жидкости может быть невысокой, а в некоторых случаях это и вовсе необходимое условие успешного ГРП. К таким случаям относится многостадийный разрыв в слабопроницаемых коллекторах, например, баженовской свите.
Нефтяные залежи, относящиеся к бажену, сегодня надежда отечественной нефтянки. «Газпром нефть» тратит немало средств и сил на то, чтобы найти оптимальный способ разработки таких трудноизвлекаемых запасов. Очевидно, что главным инструментом здесь должен стать многостадийный гидроразрыв пласта — осталось подобрать его оптимальные параметры. Как показал опыт проведения первых МГРП на бажене, стандартные жидкости и компоновки здесь оказываются недостаточно эффективными. В твердых породах баженовской свиты удается создать очень узкие трещины, а гель ГРП с обычной вязкостью в таких трещинах оседает, образуя плохо смываемую полимерную пленку. Выход — использовать в качестве жидкости воду или даже «скользкую воду» — с пониженным трением.
Хотя изначально для гидроразрыва использовали именно воду, от нее скоро отказались. Причина проста: в силу малой вязкости вода не доносит проппант до трещины, он оседает в скважине и не только не способствует образованию трещины, но и мешает проведению операции. Сегодня с этой проблемой можно справиться за счет мощнейших насосов и сверхвысоких скоростей закачки — в этом случае проппант просто не успевает выпасть в скважине. Именно такой вариант решено было применить на бажене. При увеличении скорости течения жидко сти растет и давление на стенки трубы. Чтобы не превышать допустимых параметров давле ния, необходимо использовать трубы большего диаметра. На практике это означает, что от при менения компоновок ГРП с муфтами и насоснокомпрессорными трубами (НКТ) на бажене пришлось отказаться.
«Первый десятистадийный ГРП на баженовской свите по новой схеме был проведен на Пальяновском месторождении в декабре 2015 года, рассказал главный геолог „Газпромнефть-Хантоса“ Михаил Черевко. — Мы использовали безшаровую технологию ГРП, в которой стадии гидроразрыва отделяются друг от друга специальными пробками, спускаемыми на гибких насосно-компрессорных трубах (ГНКТ), а закачка проппанта при каждом ГРП ведется через перфорационные каналы. Эта технология дала возмож ность создания разветвленной системы трещин, направление которых мы можем задавать и контролировать». На Западе эта технология успешно применяется уже около десяти лет и носит название рlug and perf. В этом случае пласт вскрывается с помощью гидропескоструйной перфорации без использования муфт, причем в рамках одной стадии разрыва делается сразу несколько отверстий, что позволяет создавать сеть трещин, а не одну магистральную трещину, как при обычном ГРП. Жидкость гидроразрыва нагнетается прямо по эксплуатационной колонне, без спуска в скважину колонны НКТ, а разделение стадий разрыва происходит специальными композит ными пробками.
Насколько эффективной окажется такая технология проведения МГРП покажет время. «В России к настоящему моменту по технологии рlug and perf сделано две скважины, обе удачные, — поделился руководитель направления по заканчиванию скважин проекта „Бажен“ „Газпром нефти“ Александр Мильков.— Мы так же надеемся на положительный результат».
Впрочем, поиск новых решений продолжается, благо еще есть куда стремиться. По мнению Александра Милькова, будущее — за мобильным оборудованием, повышением скорости закачки и упрощением химического состава гелей ГРП. А в целом — за недорогими и эффективными решениями.