Применение новых технико-технологических решений при производстве кгрп, грп на месторождениях рб




Скачать 67.27 Kb.
Дата20.03.2016
Размер67.27 Kb.
ПРИМЕНЕНИЕ НОВЫХ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ КГРП, ГРП НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РБ
Ткачев Д.В., Драбкин А.В., Мироненко К.В.

(БелНИПИнефть)


В период с 2011-2013 гг. в РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» взят курс на улучшение и модернизацию как существующих технологических подходов к планированию и сопровождению операций ГРП/КГРП, так и внедрение и последующее широкое применение новых технико-технологических решений проблемных задач на карбонатных и терригенных коллекторах месторождений Республики Беларусь.

Одним из основных направлений в этой области стала технология пенно-азотного ГРП, направленная на снижение остаточного загрязнения пласта полимерами, уменьшение коэффициента фильтрации жидкости разрыва по коллектору и ограничение доминирующего роста трещины в высоту.


За период 2012-2013 гг. были выполнены две скважино-операции по данному виду работ – 86 Давыдовского (январь 2012 г.) и 133 Вишанского месторождений (январь 2013 г.). Применение технологии пенно-азотного ГРП на скважине 86 Давыдовского месторождения не дало ощутимых преимуществ по сравнению с традиционной технологией проведения работ, кроме безусловного снижения остаточного загрязнения пласта полимерами. На скважине 133 Вишанского месторождения технология пенно-азотного ГРП, главным образом, планировалась для ограничения роста трещины в высоту и минимизации вероятности получения обводнённой продукции (расстояние от НДП до ВНК составляет 14 м). Скважина после освоения из бурения в 2003г работала с обводненностью продукции 10%. После проведения операции среднесуточный дебит нефти увеличился в 3,5 раза, обводненностью продукции варьирует в пределах 0-10%. При этом, соседние скважины, на которых проводился ГРП по «классической» технологии, работают с меньшими показателями.

В перспективе планируется увеличение объемов выполнения ГРП по данной технологической схеме, а так же увеличение процента забойной пены (качества пены) за счет применения более мощных и модернизированных азотных установок.

С течением времени фонд скважин-кандидатов для ГРП ухудшается, в настоящее время специалисты РУП «ПО «Белоруснефть» вынуждены все чаще прибегать к гидроразрыву пласта на глубокопогруженных залежах (3500-5000 м) что сопровождается высокими устьевыми давлениями (выше 70 МПа) при производстве работ. Вызвано это как высоким градиентом разрыва пород, так и значительными потерями давления на трение в НКТ, особенно диаметром 73 мм и 60 мм. Высокие глубины залегания таких пластов, как правило, сопровождаются повышенными пластовыми температурами (>900С), что диктует особые требования к стабильности жидкости разрыва.

С целью удовлетворения требованиям, связанным с выше-перечисленными факторами, в 2012 г. как на месторождениях Беларуси, так и в зарубежных проектах внедрена и ныне широко применяется жидкость разрыва с регулируемым временем сшивки (РВС). Замедленный сшиватель, применяемый в рецептурах жидкостей разрыва, позволяет добиться времени перехода геля ГРП из линейного в «сшитое» состояние в интервале 1-4 минуты, что дает возможность «сшивать» его уже непосредственно в нижней части спущенной компоновки, минимизируя, таким образом, потери давления на трение и, соответственно, снижать устьевое давление. Подтвердить изложенное можно, сравнив фактически полученное устьевое давление при ГРП на жидкости с РВС и модельное давление на откалиброванной модели с использованием той же жидкости, но с быстрой сшивкой (8-12 сек). Такое сравнение приведено ниже для гидравлического теста и мини-ГРП на скважине 9017 Некрасовского месторождения, вскрывающей продуктивный горизонт с температурой 93оС на глубине 3920 м (таблица 1).

Из таблицы видно, что при использовании жидкости разрыва с быстрой сшивкой устьевое давление не позволило бы выполнить работы с запланированным расходом. Следует отметить, что работы выполнялись на компоновке НКТ диаметром 89 мм, на трубах диаметром 73 мм разница в устьевом давлении еще более существенна.

Лабораторные испытания реологических свойств жидкости разрыва с РВС показали, что «сшитый» гель имеет высокую эффективную вязкость (замеры выполнялись при 100 с-1) и термостабильность, а так же характеризуется коротким временем «восстановления» структуры после стрессовой нагрузки, а, следовательно, имеет высокую проппантонесущую способность.

Таблица 1 – Параметры проведения гидротеста и мини-ГРП на скв. 9017 Некрасовского н.м.





Средний расход жидкости, м3/мин

Начальное устьевое давление, МПа

Рабочее устьевое давление, МПа

Максимальное устьевое давление, МПа

Фактические значения с РВС

Гидротест

3,2

57,1

67,6

71,2

Мини-ГРП

3,4

53,6

66,4

67,2

Калиброванная модель с обычным сшивателем

Гидротест

3,2

45,9

79,85

89,4

Мини-ГРП

3,4

47,2

75,3

92,8

Одной из главных особенностей карбонатных и терригенных коллекторов Республики Беларусь является наличие развитых систем естественной многотрещинности. Таким образом, при проведении ГРП приходится сталкиваться с одновременным раскрытием множества трещин ГРП, и как следствие – избыточной фильтрацией жидкости разрыва по пласту, вследствие многократного увеличения площади фильтрации. Порой они настолько интенсивные, что весь объем буферной жидкости отфильтровывается в пласт, не создавая необходимого «тела» трещины, что приводит к быстрому получению давления «стоп» при последующей попытке ввода проппанта. Так же избыточная фильтрация в пласт часто бывает связана с наличием во вскрываемом интервалом перфорации высокопроводящего, истощенного или промытого за долгие годы эксплуатации, пропластка. При проведении ГРП в данный пропласток происходит катастрофическая фильтрация жидкости разрыва в пласт, что приводит к очень низким значениям эффективности жидкости разрыва (до 15%) и преждевременной остановки операции.

В 2013 г. на скважине 33 Некрасовского месторождения опробована технология снижения избыточной фильтрации, связанной с естественной многотрещинностью коллектора. Ещё в 2008 году, учитывая высокую степень многотрещинности коллектора, на данном объекте выполнили ГРП, а тоннаж закаченного проппанта составил всего 28 т. При повторном подходе к скважине планом работ была предусмотрена закачка тампонирующего материала (мелкодисперсного песка) в объеме 12 т. После проведения данной операции выполнен основной фрак и закачено 50 т проппанта (рисунок 2), что практически вдвое больше, чем при первом ГРП.

С целью снижения устьевого давления при кислотных ГРП в конце 2011 г. внедрены понизители трения кислотных составов – вещества, растворимые в жидкости в небольших количествах и подавляющие турбулентность, или, по крайней мере, резко снижающие ее. Это позволило снизить устьевые давления закачки на величину от 10 до 40% и, соответственно, выполнять кислотные разрывы при больших расходах нагнетания.

В 2012 г. предложена и опробована технология проведения КГРП на терригенном коллекторе с использованием в качестве жидкости травления глинокислотного состава на основе фторида аммония. На скважине 151 Тишковского месторождения после проведения мини-ГРП выявлены катастрофические утечки жидкости разрыва в пласт, не позволяющие провести основную операцию, в связи с этим и предложена альтернативная схема освоения скважины. Выполнение КГРП с применением фторкислотного состава на данной скважине оказалось эффективным как в экономическом, так и в технологическом плане. Скважина работает с дебитом 8 т нефти/сут и обводненностью 7%.
Подобная технологическая схема планируется к применению и в дальнейшем на терригенных коллекторах тех скважин, которые по техническим или геологическим причинам не подходят для проведения ГРП.

В настоящее время в РУП «ПО «Белоруснефть» идет работа над двумя перспективными направлениями в области улучшения технологических подходов к выполнению КГРП. Как показала практика проведения работ по кислотному гидроразрыву на коллекторах РБ, сложенных известковыми породами, для эффективного травления удаленной зоны требуется применение замедлителей реакции кислотных составов. С другой стороны, большинство крупнейших карбонатных коллекторов РБ находятся на поздней стадии разработки и подвергались многочисленным кислотным обработкам за время эксплуатации. Это привело к крайне неравномерному травлению породы как по разрезу, так и по порово-трещинному пространству в латеральном направлении, т.е. каждое следующее кислотное воздействие еще больше разрушает уже созданные каверны, почти не затрагивая матрицу породы. Чтобы противодействовать этому явлению, в настоящее время на предприятии идет подбор и лабораторное тестирование реагентов-отклонителей кислоты, применение которых позволит достичь более равномерного травления пласта.


Список использованных источников


  1. Отчет БелНИПИнефть о научно-исследовательской работе «Разработка технических средств и технологий для воздействия на пласт» по договору 71.2011.

  2. Отчет БелНИПИнефть о научно-исследовательской работе «Совершенствование химических средств и технологий увеличения добычи нефти» по договору 74.2012.


Сведения об авторах:


Ткачев Дмитрий Викторович – заведующий лабораторией интенсификации добычи нефти БелНИПИнефть, тел. +37529793286, e-mail: d.tkachev@beloil.by.
Драбкин Андрей Валерьевич – заведующий сектором ГРП БелНИПИнефть, тел. +37529793247, e-mail: a.drabkin@beloil.by.
Мироненко Кирилл Викторович – инженер-технолог сектора ГРП БелНИПИнефть, тел. +37529793247, e-mail: k.mironenko@beloil.by.


База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница