Первый гидроразрыв

Передовые методы помогают оао «востокгазпром» осваивать сложные месторождения

«Востокгазпром» специализируется на освоении месторождений со сложной геологической структурой. Чтобы добиться лидерства в этой сфере, которое невозможно без соответствующего опыта, компания постоянно совершенствуется – в технологии, в организационных подходах, в развитии персонала и многих других аспектах. Одним из примеров такого совершенствования является использование передовых методов интенсификации добычи углеводородного сырья.

 

Недавно на 127-й скважине 8-го куста Мыльджинского ГКМ успешно проведен гидроразрыв группы пластов Ю11, Ю12 и Ю13-4. Если до проведения ГРП скважину вынуждены были постоянно останавливать на «прогрев» для того, чтобы избавиться от скапливающейся на забое жидкостной пробки, то после гидроразрыва ее дебит вырос больше, чем в пять раз. Вместе с тем была решена проблема вовлечения в разработку новых пропластков и увеличения зоны дренирования скважины.

По словам главного геолога ОАО «Томскгазпром» Валерия Васильева, само проведение ГРП на юрских горизонтах газоконденсатного месторождения достойно того, чтобы отнести это событие к разряду неординарных. Результаты ГРП говорят о том, что это не эксперимент, а эффективное средство интенсификации добычи, которое при его дальнейшем использовании может принести предприятию весомый доход.

Технология гидроразрыва занимает сегодня одно из ключевых мест среди других методов интенсификации работы нефтяных и газовых скважин. Метод заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида (газ, вода, конденсат, нефть либо их смесь) к забою скважины. ГРП включает в себя закачку в скважину с помощью мощных насосных станций жидкости разрыва (гель, обычно на водной основе, либо кислота при кислотных ГРП) при давлениях выше давления разрыва горной породы продуктивного пласта. Для поддержания трещины в открытом состоянии в терригенных коллекторах используется расклинивающий агент – проппант (на ранних этапах развития ГРП использовали отсеянный кварцевый песок, а сейчас используется искусственный проппант, состоящий из зерен на керамической основе). После проведения ГРП дебит скважины, как правило, существенно возрастает. Метод позволяет как увеличить отборы углеводородного сырья на новых скважинах, так и «оживить» простаивающие скважины, на которых добыча углеводородов традиционными способами уже невозможна или малорентабельна. Наибольшая отдача при ГРП наблюдается от скважин с большими остаточными запасами и высоким пластовым давлением, но работающих ниже своего потенциала.

Решение провести ГРП на газоконденсатном месторождении возникло в «Томскгазпроме» не сразу – этому способствовало сразу несколько обстоятельств. На Мыльджинском месторождении компания разрабатывает юрские и меловые пласты, расположенные на глубине свыше 2 км. На этой глубине возникает вопрос качественного вскрытия продуктивного пласта при бурении скважин.

– Обычные технологии вторичного вскрытия – перфораторами, спускаемыми на кабелях в НКТ, к сожалению, имеют ряд недостатков, – отмечает Андрей Воронков, начальник отдела моделирования разработки месторождений ОАО «Томскгазпром». – Из-за невысокой проникающей способности они не создают перфорационных каналов большой глубины и не позволяют пробить зону загрязнения буровыми растворами. В итоге качество вскрытия призабойной зоны является недостаточно оптимальным. На первоначальном этапе разработки месторождения, когда пластовое давление высокое, это не является существенной проблемой. Однако при снижении пластового давления (а в процессе разработки оно, тем более при отсутствии системы поддержания пластового давления, естественно уменьшается) приток в скважину начинает снижаться.

К примеру, на Мыльджинском ГКМ изначально пластовое давление меловых и юрских продуктивных пластов составляло более 220 атмосфер, а сейчас по ряду скважин произошло снижение на 100 атмосфер и более. В итоге качество вскрытия призабойной зоны пласта (этот показатель в профессиональной терминологии называется скин-фактором. – Прим. ред.) становится очень важным. Высокий скин-фактор приводит к снижению коэффициента продуктивности скважины, скорость потока газа уменьшается, в результате скапливается на забое жидкость. Поэтому приходится чаще проводить прогрев скважин с целью удаления скопившейся жидкости.

Но дело не только в скин-факторе, характеризующем качество вскрытия призабойной зоны пласта. ГРП также целесообразно проводить при высокой степени расчлененности разреза, в этом случае гидроразрыв позволяет вовлечь в разработку новые пропластки и увеличить дренируемые запасы около скважины.

Однако остановившись на необходимости проведения ГРП, предстояло внимательно подойти к выбору технологии гидроразрыва, учитывая особенности скважины, расположения пластов, газоводяных контактов и т.д. Существует несколько основных способов проведения ГРП, по сути, все зависит от так называемой жидкости разрыва, которые бывают на водной, углеводородной, пенной и реагентной (кислота, самораспадающийся гель) основе. От правильного выбора технологии ГРП во многом зависит конечный результат. Почему был выбран именно азотный, или, как его еще называют, энергетический, ГРП? Азотный ГРП является одним из методов, позволяющих увеличить остаточную проводимость трещины. Основная задача, которая ставится перед азотным ГРП, – решение проблемы с загрязнением трещины. Данная технология ГРП может применяться как на действующем фонде (на скважинах с пониженным пластовым давлением), так и на новых скважинах.

– Можно назвать ряд преимуществ энергетического ГРП, – отмечает Андрей Воронков. – Во-первых, закачивается меньшее количество жидкости ГРП, следовательно, меньше загрязняется трещина и пласт; во-вторых, отработка скважины приводит к очистке трещины и пласта от полимера, тем самым увеличивается проводимость и эффективная длина трещины. Впрочем, есть и сложности, например, требуется использование дополнительной установки для выработки азота и его подачи в скважину.

Выбрать первую скважину-кандидата на проведение ГРП оказалось не так просто. Как отмечает начальник отдела разработки месторождений ОАО «Томскгазпром» Людмила Пьявко, предложенная специалистами Томского политехнического университета, которые осуществляют в 2010 году сопровождение постоянно-действующих геолого-технических моделей Мыльджинского и Северо-Васюганского месторождений, 127-я скважина под ГРП сначала показалась далеко не самым идеальным вариантом. Скважина с дебитом около 35 тыс. куб. м в сутки, работающая с периодическими прогревами, при предполагаемом нами увеличении дебита в два-три раза после разрыва не покрывала бы затрат на эту достаточно дорогую операцию.

– Нам казалось, что для первого ГРП нужно было выбрать скважину с большим дебитом, – отмечает Людмила Пьявко. – Однако результаты превзошли все наши ожидания. Сразу после проведения ГРП и очистки скважины ее дебит вырос в 8-10 раз. По технологии нам пришлось глушить скважину, менять подвеску, устанавливать фонтанную арматуру. И даже после такого воздействия на пласт дебит оказался в пять раз выше, чем ранее.

В процессе ГРП в скважину было закачано около 113 куб. м жидкости разрыва, 16 тонн азота и 30 тонн проппанта. В качестве расклинивающего агента использовались керамические проппанты, применение которых гораздо более эффективно, чем использование песка. Обычный песок при закачивании в толщу пород под воздействием давления смыкания начинает крошиться, и, соответственно, эффект от закачки проппанта заключается в том, что формируется высокопроницаемый канал. Керамический проппант готовится при очень высоких температурах (больше 1000 градусов) и его прочность выше. Следовательно, выше и эффективность (остаточная проводимость) трещины.

Когда трещина достигла необходимого размера, скважина отрабатывается, а азот помогает вытолкнуть продукты распада жидкости ГРП, очистить ее и выйти на рабочий режим. В результате проведения ГРП была получена трещина с характеристиками: закрепленная проппантом полудлина трещины около 90 метров, высота – 30 метров и средняя ширина –1,6 мм. Благодаря тщательному расчету удалось избежать попадания проппанта в водонасыщенный пласт, что могло повлечь за собой негативные для скважины последствия.

В проведении ГРП на газовых скважинах «Востокгазпром» оказался на передовых позициях в отрасли. Только в последнее время в Газпроме стали говорить о проведении гидроразрывов в связи со снижением уровней добычи на традиционных сеноманских пластах. Первый в истории «Томскгазпрома» опыт проведения ГРП на газовых скважинах получит свое продолжение. Скважины-кандидаты уже определены благодаря наличию геологических и гидродинамических моделей Мыльджинского и Северо-Васюганского месторождений. На 2011 год планируется проведение пяти ГРП на Мыльджинском ГКМ и трех азотных ГРП на Северо-Васюганском ГКМ. Кроме того, планируется провести два ГРП на нефтяных скважинах Казанского НГКМ. Все инженерные расчеты подтверждены экономическими расчетами. При этом, судя по прогнозным показателям чистой приведенной стоимости NPV (один из ключевых показателей эффективности), инвестиционные вложения принесут более 100 млн рублей. И это не просто прибыль, а дополнительная прибыль, полученная именно от ГРП.

Реализация данной программы позволит избавиться от проблем, возникающих в процессе добычи, в том числе проблемы скопления жидкости на забое, а также выйти на более эффективный уровень эксплуатации месторождений, сократить технологические потери и при необходимости увеличить объем добычи.

Владислав РАЗМАНОВ

 

СПРАВКА

Проведение первого в мире ГРП приписывается компании Halliburton, выполнившей его в США в 1949 году. В качестве жидкости разрыва в тот момент использовалась жидкость на нефтяной основе, в качестве расклинивающего агента – песок (было закачано в пласт порядка 70 кг песка). Приблизительно в то же время стали проводить ГРП и в СССР, разработчиками теоретической основы явились советские ученые С.А. Христианович, Ю.П. Желтов (1953 год), также оказавшими значительное влияние на развитие ГРП в мире. Они описали математическую модель вертикальной трещины и дали теоретическое обоснование данному методу. Начало массового применения ГРП как метода интенсификации добычи приходится на 1990-е годы (в основном на нефтяных скважинах).

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *