Обзор опыта применения технологии МГРП в России и за рубежом

Метод ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Одним из таких решений является многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП). Технология МГРП заключается в следующем - проводится гидропескоструйная перфорация с помощью насосно-компрессорных гибких труб с даль- нейшим гидравлическим разрывом пласта в рамках одной операции.

Массовое применение МГРП началось в начале ХХI века в Америке. Компания Schlumberger провела уже более 50 тыс. операций МГРП, Halliburton — более 5 тыс. операций, Weatherford – более 3,5 тыс [1].

Опыт МГРП компании Halliburton (технология CobraMax H).

Канадский Заказчик успешно применил технологию CobraMax H в конце 2005 года для гидроразрыва в горизонтальной скважине на месторождении Доусон Крик. При обработке было проведено пять ГРП с расстоянием 200 метров между трещинами с размещением 120 тонн проппанта в каждую трещину. На весь объём работ по пяти ГРП ушло пять дней. Добыча газа на уровне 160000 м3/сут превзошла его ожидания.

В 2007 году оператор попросил группу компании Halliburton осуществить проект на пяти скважинах. Компания внедрила модернизированный забойный инструмент, новый состав для ГРП и более эффективные методы работы. В ходе реализации проекта, в горизонтальном стволе было создано шесть трещин, в которые было размещено 690 тонн проппанта.

Сочетание оптимизации схемы обработки и ее осуществления, повышение эффективности работы и замена жидкости для гидроразрыва на новую, разработанную компанией Halliburton, позволило заказчику сократить затраты на строительство скважины на 43% [2].

Опыт МГРП компании Schlumberger (технология StageFRAC).

Первая скважина была закончена с применением технологии StageFRAC в июне 2002 г. С тех пор технология была применена для заканчивания более чем 2750 ступеней общей протяженностью более чем 381 км. необсаженного ствола и более 90,7 млн. кг проппанта было закачано. Технология была применена в различных пластах по всему миру.

В ходе проведения работ на одном из ближневосточных месторождений дебит горизонтальной скважины вскоре после освоения упал до нуля из-за кальматации продуктивного пласта и незавершенного цикла освоения. Продуктивный пласт был механически разбит на шесть участков, для изоляции которых была применена система StageFRAC. По каждому участку было выполнено моделирование обработки призабойной зоны химреагентами. Система StageFRAC была спущена в скважину с необсаженным стволом, пробуренную двумя годами ранее, и за три часа непрерывной закачки расклинивающего агента была выполнена интенсификация всех шести участков. Скважина была немедленно очищена и запущена в отработку. Через 2 часа был получен приток безводной нефти. Последний замеренный дебит на установившемся режиме составляет 10 тыс. бар/сут, что в пять раз превышает средний дебит по месторождению и в три раза выше, чем у наиболее продуктивной скважины [3].

Перспективы МГРП по оценкам зарубежных компаний.

Компания Weatherford, оценивая перспективы этой технологии, отмечает, что в целом на рынке наблюдается увеличение спроса на МГРП. Востребованность этого метода замечена также и в России – в связи с ростом количества горизонтальных скважин.

Специалисты компании Halliburton приводят такую статистику: с каждым годом МГРП все больше и больше увеличивают свою долю в общем объеме проводимых работ. С 2012 года доля МГРП в компании Halliburton выросла с 7% до 31% в 2014 году. Существенное увеличение объемов проведения МГРП отмечают также в компании Trican Well Service [4].

Опыт российских компаний.

Если массовое применение технологии МГРП зарубежными компаниями началось в начале ХХI века, то в России технологию начали внедрять в 2010-х.

В компании «Газпром нефть» в качестве пробного актива был выбран Вынгапуровский участок — месторождение, где остаточные запасы невозможно вовлечь в разработку традиционными способами. Опытно-промышленные работы по проведению на нем четырехстадийного гидроразрыва были проведены в 2011 году. По результатам проведения первой в истории компании операции МГРП было принято решение о продолжении опытно-промышленных работ в 2012 году на Приобском месторождении в ХМАО и Вынгаяхинском в ЯНАО.

Было проведено пять стадий ГРП в горизонтальной скважине №29194 ГС на Приобском месторождении «Газпромнефть-Хантоса», и в результате испытаний удалось получить фонтан нефти – на штуцере диаметром 10 мм дебит жидкости составил около 130 м³ в сутки. При проведении многоступенчатого гидроразрыва на Вынгаяхинском месторождении, операция завершилась успешно — получен фонтан нефти в объеме около 340 м³ [1].

В 2013 году на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения «Газпром нефть Оренбурга» был осуществлен первый кислотный МГРП. Гидроразрыв прошел в пять стадий, длина горизонтального участка достигает 600 метров. По результатам проводимых мероприятий среднесуточный совокупный дебит обеих скважин составит порядка 80 тонн нефти, скважины работают в режиме естественного фонтанирования [5].

Первый десятистадийный ГРП на баженовской свите по новой схеме был проведен на Пальяновском месторождении в декабре 2015 года [6].

Достижениями «Газпром Нефти» российский опыт применения МГРП не ограничивается. Уже три года на месторождениях «ЛУКОЙЛ-Западной Сибири» применяется технология под названием AbrasiFRAC. В апреле 2012-го западносибирские специалисты «Лукойла» первыми в России успешно провели МГРП в боковом горизонтальном стволе скважины, законченной цементированным хвостовиком, по этой уникальной технологии. Её разработчиками являются специалисты Schlumberger.

Пилотный проект реализован на Тевлинско-Русскинском месторождении. Бурение горизонтальной скважины 8333Л на пласт ЮС1 было проведено на 125-й кустовой площадке. Данная технология сокращает цикл вывода скважины на режим в среднем на 15 дней. При освоении горизонтальной скважины 8333Л на пласт ЮС1 было проведено три поинтервальных ГРП. Результаты вывода на режим — 67 тонн в сутки.

В 2012 году были введены в эксплуатацию пять скважин, освоенных по технологии АbrasiFRAC, — кроме Тевлинско-Русскинского, ещё на Повховском, Нонг-Ёганском, Урьевском месторождениях. Суточный дебит их после проведения МГРП в среднем вырос в два раза [7].

Существенный вклад в развитие технологии сделали и сотрудники компании «Роснефть». В декабре 2011 г. ОАО «Самотлорнефтегаз» провело первый в российской и мировой практике МГРП через хвостовик диаметром 102 мм в боковом стволе скважины с использованием разрывных муфт BPS. В 2013 г. на Самотлорском место- рождении было проведено 12 МГРП с использованием разрывных муфт «Трайкан» и селективного пакера, 69 МГРП с применением раздвижных портов «Зенит», 30 МГРП с применением мостовых пробок. С целью повышения эффективности технологии МГРП силами сотрудников ОАО «Самотлорнефтегаз» разработана новая технология проведения двухстадийного МГРП для ЗБС, опытные работы по внедрению которой начаты в мае 2014 г. В течение 3 месяцев данная технология применена при ЗБС в пяти скважинах, что позволило сократить время освоения до 11 суток [8].

Не отстает в исследованиях и компания ТНК-ВР. К 2012 году западносибирские ЦДО ТНК-ВР накопили опыт проведения трех- и даже пятистадийных ГРП. В 2009 году целевые дочерние общества ЗСД начали проведение двухстадийных ГРП на фонде скважин бурения и зарезки боковых стволов. Преимуществом технологии были увеличенные дебиты нефти при запуске скважин (около 40 т. в сутки) и более низкий деклайн скважин в первый год работы (около 35%) по сравнению с наклонными скважинами. Недостатком – продолжительное (до 45 суток) время освоения скважины [9].

Выводы:

Технология МГРП, хотя и находится в стадии развития, уже активно и успешно применяется многими западными компаниями на протяжении более чем десяти лет.

Российские компании с недавних пор также активно продолжают изучение и внедрение этой операции в производство. Проводятся исследования с целью повысить эффективность данного метода, а также оптимизировать затраты на него. Можно сказать, что отечественные компании всё ещё продолжают знакомство с новой технологией, проводят опытные испытания и пока ещё с осторожностью подходят к массовому внедрению её в производство.

Насколько эффективными окажутся разрабатываемые ими уникальные технологии проведения МГРП покажет время. Впрочем, поиск новых решений лучшими специалистами отечественных нефтегазовых компаний продолжается, еще есть куда стремиться.