Совершенствование технологий по выработке остаточных извлекаемых запасов нефти

Большинство нефтегазовых месторождений находятся на той стадии разработки, когда проблематичным становится вовлечение в эксплуатацию новых залежей углеводородного сырья и остро обозначается задача повышения рентабельности эксплуатации уже существующего добывающего фонда.

В настоящее время существует множество методов увеличения нефтеотдачи, основанных на физических, химических, тепловых, акустических, волновых принципах при воздействии на пласт и на его призабойную зону. Совершенно очевидно, что многообразие и специфика геолого– технических условий, связанных с особенностями строения нефтегазовых коллекторов и текущим состоянием их разработки, требует оптимального режима интенсификации, и, как показывает опыт, необходим некий комплексный вариант такого подхода.

При проведении работ подобного рода существует слабая сторона, связанная с отсутствием или недостаточно глубоким информационным сопровождением технологий интенсификации [1]. Зачастую это не более, чем априорная информация об общей промысловой ситуации, и тем более - отсутствие контроля процессов обработки призабойной зоны пластов, позволяющего контролировать как сам процесс, так и его результат в режиме реального времени. Промысловая геофизика в настоящее время занимает значимое место в перечне методов ОПЗ, направленных на интенсификацию добычи нефти. В основном - это взрывные способы и физические методы имеющие волновую природу.

Материалы и методы

На сегодняшний день рынок нефтесервисных услуг в области гидроразрыва предлагает достаточно большое количество технологий и подходов к проведению повторных МГРП.

Одним из важнейших этапов для реализации повторных ГРП является подготовка скважины, включающая в себя:

• -    фрезерование седел и шаров (если данные работы не были

• -    проведены перед запуском скважины в работу);

• -    промывка скважины;

• -    шаблонировка хвостовика фрезом на винтовом забойном двигателе;

• -    очистка ствола скважины шламоуло-вителем [2].

Результаты

В рамках оценки внедрения технологии повторного стимулироания МГРП «iFrac» было принято решение провести опытнопромышленно испытание на скважине №1914Г, 19 куст, месторождение N.

Геолого-технические данные по скважине №1914Г:

• -    пласт: АВ 2 ;

• -    компоновка заканчивания: Равнопроходные хвостовики, ГРП с ГПП;

• -    дата запуска из бурения с МГРП: сентябрь 2020 г.;

• -    масса пропанта: 6 интервалов по 30 тонн;

• -    пусковой режим при вводе: Q ж – 43,3 м³/сут; Q н – 26,8 т/сут; обв. – 26,6%;

• -    режим. до ГТМ: Q ж – 11,3 м³/сут; Q н –

• 7 т/сут; обв. – 26,3 %;

• -    планируемый режим после ГТМ: Q ж – 28 м³/сут; Q н – 15,9 т/сут; обв. – 33%;

• -    накопленная добыча:    жидкости

  4501 м³/сут; нефти 3091 т/сут.

Проведением повторного ГРП занималась подрядная организация ООО «Катконефть», проведено 4 стадии, закачано по 60 т на каждую стадию.

Для того, чтобы убедиться, что интервалы проведения ГРП 1 и 2 стадий разные, необходимо произвести сравнение параметров точки закрытия, определенных по Мини ГРП.

Так, при проведении Мини ГРП 1-й стадии от 18.01.2021 г. получены следующие параметры точки закрытия: ISIP = 120 атм, чистое давление = 73,3 атм, эффективность жидкости = 38,3%, градиент напряжения = 14,08 кПа/м, забойное давление закрытия (минимальное напряжение песчаника) = 406,3 атм [3].

Рис. 1. Параметры точки закрытия 1 стадии Мини-ГРП

Параметры точки закрытия, полученные при проведении Мини ГРП 2-й стадии, показали кардинально другие значения: ISIP = 203 атм., чистое давление = 118,5 атм., эффективность жидкости = 68,1 %, градиент напряжения = 12,8 кПа/м, забойное давление закрытия (минимальное напряжение песчаника) = 370,2 атм.

Таким образом, очевидно, что 1-я и 2-я стадии были проведены на разные интервалы пласта, что является основанием считать МГРП 1-й стадии успешным [1, 2].

Рис. 2. Параметры точки закрытия 2 стадии Мини-ГРП

Рис. 3. Динамика изменения давления закачки ОГРП (4 стадии)

ИР.ЭТН.

■ 151Р_ОГРП ■ ISIP_MH ни-ГРП

Рис. 4. Динамика изменения давления закачки ОГРП (4 стадии)

Выводы

По итогам выполненных операций ми-ни-ГРП и ОГРП 4-х стадий получены параметры ISIP, которые свидетельствуют о росте напряжений при после каждой стадии ГРП.

Первая трещина ГРП, после набивки проппанта и жидкости ГРП является своеобразным проводником, для перехода на другую зону при проведении ГРП 2-й стадии. Рост напряжений, переход после каждой стадии ГРП на следующую менее вы- работанную зону способствует возникновению новых трещин ГРП и наиболее полному охвату горизонтального ствола стимуляцией (МГРП) [3].

После запуска скважины в работу через 1 месяц эксплуатации параметры работы по скважине составили:

• 1.    Дебит по жидкости Q ж -49 м³/сут;

• 2.    Дебит по нефти Q н -20 т/сут;

• 3.    Обводненность W-50%.

Режим работы по скважине №1914Г в период с сентября 2019 г. по февраль 2021 г. показаны на рисунке 5.

Рис. 5. Режим работы по скважине до и после повторного МГРП

Таким образом, первые опытнопромышленные работы, проведенные по вышеуказанной технологии «iFrac» показали свою технологическую и экономическую эффективность. Фактические данные по дебитам нефти и жидкости превысили ожидаемые.

Подтверждения

В рамках перехода на этап тиражирования данной технологии было выбрано 27 скважин для проведения операций по повторному стимулированию.

При выборе скважин кандидатов были использованы критерии, описанные в регламенте по выбору скважин для проведения ГРП на месторождениях ООО «ЛЗС». К наиболее значимым критериям подбора относятся:

• -    динамика изменения дебитов жидкости, нефти во времени;

• -    текущая обводненность добываемой продукции, и ее изменение во времени;

• -    текущее пластовое давление равное 0,6 Р нач .

  Таблица 1. Режим работы по скважине до и после повторного МГРП

  
  
  

Эффективность методов повторного МГРП зависит от длительности ремонта скважины, вовлечения дорогостоящего эксклюзивного оборудования, безаварийности работ и конструкции самой скважины, где в ряде случаев есть технологические ограничения при повторном МГРП.

МГРП «iFiaoi 252,1 млн. ₽

Основная часть расходов при проведении рефрака приходится на подготовку скважины, а именно работу КРС. Было проведено сравнение затрат по предлагаемому методу и по технологии 2-х пакерной системы. Данные по затратам представлены на рисунке 6.

МГРП с использованием 2-х пакерной системы

338,7 млн. Р

СПО пакера - 4% Проведение МГРП - 96%

Фрезерование фрак портов -13%

Проработка ГС - 7%

СПО пакера - 8% Проведение МГРП - 72%

Рис. 6. Затраты на проведение повторного МГРП

Стоимость работ в первом случае значительно ниже (на 86,6 млн. руб.) по сравнению со второй технологией.

Согласно экономическому расчету, проведенному в модели добычи, ожидае- мый прогнозный эффект за ближайшие 5 лет составит 10,34 млн. долларов при применении технологии «iFrac».