Тюменниигипрогаз

Секция 2

Новое в технологии гидравлического разрыва пласта на Талинском месторождении

Калинин В. Р., Чижов И. В. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

Большинство месторождений Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки. Время «легкой» нефти прошло, наступила пора добычи трудноизвлекаемых запасов. Основным методом интенсификации добычи такой нефти является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Для оптимизации проводимости трещины разрыва применяют различные способы: уменьшение загрузки полимера в жид- кости-проппантоносителе, использование новых бесполимерных жидкостей, применение пен в качестве жидкостей ГРП, увеличение размера и концентрации проппанта, усовершенствование деструкторов и увеличение их концентрации, применение режима концевого экранирования трещины разрыва. Все эти методы увеличивают проницаемость проппантной пачки, но влекут за собой повышенные операционные риски преждевременной остановки работы

составлением проппанта на забое, так называемого «СТОП». Но самое существенное ограничение, которое не может преодолеть ни один из перечисленных методов – это низкая физическая проницаемость проппантной пачки.

Для повышения проницаемости проппанта на Талинском месторождении проходит апробация нового метода. Он основан на создании в проппантовой пачке стабильных фильтрационных каналов, позволяющих заменить равномерную проппантную пачку сетью проницаемых каналов. Таким образом, проницаемость трещины разрыва создается не проппантной набивкой, а каналами в ней.

Проппант, закачиваемый в трещину, группируется в структуры, поддерживающие стенки трещины от смыкания вокруг каналов. Эффективная проницаемость канала пропорциональна квадрату его ширины. Например, для канала шириной 1 мм его проницаемость составит порядка 80000 мкм2, тогда как проппант 12/18 создает поровую среду проницаемостью около 1200 мкм2 при давлении 5000 psi (35 МПа). Таким образом, новая технология ГРП

ссозданием каналов позволяет повышать проводимость трещины до двух-трех порядков величин. Более того, наличие каналов и их

90

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

высокая проводимость также обеспечивает улучшенную очистку трещины от жидкости ГРП и полимеров, что в итоге приводит к увеличению эффективной полудлины трещины разрыва.

Данное преимущество особенно важно для оптимизации ГРП в низкопроницаемых обводняющихся пластах тюменской свиты Талинского месторождения.

Каналы в проппантовой пачке создаются методом пульсации проппанта при его закачивании в скважину. В отличие от стандартного ГРП, где проппант подается равномерно с постепенным увеличением его концентрации, в новой технологии проппант подается короткими пульсами, создающими структуры внутри трещины. Пульсы без проппанта (или чистые пульсы) превращаются в каналы. Последняя стадия закачки должна быть проведена без пульсации проппанта, как и в стандартном ГРП, для обеспечения призабойной набивки проппанта. Цель данной стадии заключается в обеспечении надежного сообщения между скважиной и трещиной, содержащей каналы.

Помимо этого, в отличие от стандартного ГРП, при котором перфорация скважины осуществляется сплошным интервалом, в новой технологии используется метод разбивания интервалов на так называемые кластеры с наличием неперфорированных участков. Эти кластеры будут разбивать проппантные пульсы на более мелкие по размеру проппантные структуры и обеспечивать равномерное проникновение структур внутри трещины. Тем самым увеличивается эффективность ГРП за счет возрастания проницаемости трещины разрыва.

91

Секция 2

Сравнительная оценка методов восстановления самозадавливающихся скважин

Карачарова Ю. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Вопросы накопления и удаления жидкости из скважин наиболее актуальны на поздней стадии эксплуатации месторождений, когда в результате уменьшения пластовой энергии дебиты газа снижаются.

При малых скоростях газа в стволе скважин будет накапливаться жидкость, что приведет к увеличению гидравлических сопротивлений потоку газа, снижению добычи или глушению скважины [1]. Выбор метода удаления жидкости с забоев носит индивидуальный характер и связан с геолого-промысловой характеристикой месторождения.

Для удаления жидкости с забоя скважины рассматриваются два варианта капитальных ремонтов, в основе которых лежит принцип увеличения скорости движения газа за счет уменьшения диаметра лифтовых колонн.

Первый вариант предусматривает полную замену насосно-ком- прессорных труб (НКТ) на колонну меньшего диаметра. Преимущество этого метода заключается в относительной простоте дальнейшей эксплуатации и отсутствии необходимости в дополнительном наземном и подземном оборудовании. Данный вид ремонта характеризуется низкими капитальными вложениями. Но замена НКТ на колонну меньшего диаметра происходит только при глушении скважин, что неизбежно приводит к загрязнению пласта и резкому снижению добывных возможностей.

Второй вариант предусматривает установку на скважине системы концентрических лифтовых колонн (КЛК), которая обеспечит эксплуатацию скважин по совместному пространству двух колонн НКТ большего и меньшего диаметра. Это позволит регулировать выброс жидкости по колонне меньшего диаметра. Однако применение данной системы влечет за собой дополнительные капитальные вложения в наземное оборудование.

За счет меньшего диаметра центральной лифтовой колонны (ЦЛК) и управления режимом работы скважины специальным контроллером, позволяющим выявить начало самозадавливания, происходит увеличение отбора по ЦЛК и, соответственно, вынос жидкости. После очистки забоя вновь происходит увеличение отбора по межколонному пространству. Предлагаемая технология,

92

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

несмотря на дополнительные затраты, позволяет свести к минимуму потери в добыче газа.

Для примера было выполнено два узловых анализа скважины в симуляторе PipeSim [2].

Рис. 1. Зависимость дебита от внутреннего диаметра НКТ

Рис. 2. Определение рабочих параметров для системы КЛК

Анализ включает в себя построение характеристической кривой при условии использования НКТ двух диаметров: установленной на данный момент и меньшего диаметра [3]. Для каждого диаметра определено значение рабочего дебита. На рис. 1 приведен пример узлового анализа НКТ с условным диаметром 168 (150) мм и 89 (76) мм.

93

Секция 2

Расчетный дебит при использовании НКТ диаметром 168 мм составил 369 тыс. м3/сут, с НКТ диаметром 89 мм – 92 тыс. м3/сут.

Алгоритм узлового анализа для системы КЛК основан на построении кривых притока и кривой потерь в НКТ (при текущих забойных и устьевых параметрах) для определения системы точек, характеризующих минимальный дебит ЦЛК (дебит самозадавливания). В результате моделирования был построен график, по которому определяется рабочий дебит системы (рис. 2).

При использовании системы КЛК с центральной лифтовой колонной диаметром 89 (76) мм суммарный дебит достигнет 130 тыс. м3/сут, отбор по центральной лифтовой колонне – 45 тыс. м3/сут, по межколонному пространству – 85 тыс. м3/сут.

В результате расчетов установлено, что на данной скважине целесообразнее установить систему КЛК, чем спустить колонну НКТ меньшего диаметра.

Список литературы:

1.Ли Д., Генри Н., Уэллс М. Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Технологические решения по удалению жидкости из скважин / пер. с англ. М.: ООО

«Премиум инжиниринг», 2008. 384 с.

2.Основы PIPESIM 2007.1. М.: Schlumberger, 2007. 112 с.

3.Одишария Г. Э., Точигин А. А. Прикладная гидродинамика газожидкостных смесей. М.: ВНИИГАЗ, Ивановский государственный энергетический университет. 1998. 400 с.

94

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Вязкоупругие составы для устранения поглощений в ремонтируемых скважинах (на примере Талаканского месторождения)

Козлов Е. Н. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

Месторождения Восточной Сибири и Якутии характеризуются сильными поглощениями технологических жидкостей в процессе заканчивания и ремонта скважин. Для устранения поглощений на месторождениях России и за рубежом чаще всего используются вязкоупругие составы (ВУС).

Они предназначены для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ (включая глушение скважин). В отличие от традиционных составов (неструктурированные жидкости, обработанные поверхностно-активными веществами) использование ВУС позволяет значительно сократить объем жидкости, используемой для данного вида операций, и, как следствие, снизить негативное влияние на коллектор в связи с низкой проникающей способностью последнего. Высокие структурные свойства ВУС и способность принимать форму заполняемого объема дают возможность надежно блокировать перекрываемый интервал пласта и исключить как проникновение технологической жидкости в пласт, так и поступление пластового флюида из пласта, что необходимо для безаварийного ведения работ.

Наиболее известными ВУС являются составы на основе полисахаридов. Например, ВУС, содержащий помимо полисахаридов гидроксид щелочного металла, сульфат алюминия, монопероксигидрат мочевины, имеет достаточно высокие структурно-рео- логические свойства, которые позволяют предотвратить его проникновение в интервал продуктивного пласта. Тем не менее он имеет низкую термостойкость, что для Талаканского месторождения (Якутия) является одним из главных недостатков.

Более подходящим составом может быть ВУС, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла. Он имеет относительно высокую термостойкость, низкие значения показателя фильтрации. Недостатком является то, что форми-

95

Секция 2

рование этого состава происходит за очень короткий период времени, порой недостаточный для доставки его на забой скважины.

Поэтому для условий Талаканского месторождения был выбран ВУС на основе полисахаридного реагента класса галактоманнанов, в который дополнительно входят соединения ацетата хрома, углеводородосодержащий реагент и гидроокись щелочного металла.

В качестве полисахаридного реагента состав содержит гуаровую камедь или Реоксан марки Г, в качестве углеводородосодержащего реагента – соединения на основе смеси высших диоксановых спиртов или дизельное топливо. В качестве соединения на основе смеси высших диоксановых спиртов он содержит Бурфлюб БТ или флотореагент – оксаль Т-80 или смазывающую добавку ДСПБ-БС, а в качестве соединения на основе ацетата хрома он содержит ацетат хрома или комплексообразователь БТ-Х.

Результаты лабораторных исследований показали, что данный состав обладает наилучшей регулируемой скоростью структурообразования, т. к. наибольшее нарастание структуры происходит под действием состава уже в самой скважине. При этом данный состав сохраняет свои прочностные свойства в широком диапазоне температур до +150 °С, имеет практически нулевую фильтрацию, не пропускает нефть, газ и воду. Таким образом, он является наиболее эффективным составом для проведения работ при строительстве и ремонте скважин, устраняет поглощения технологических жидкостей и сокращает продолжительность работ на скважине.

96

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Создание сервисного центра аварийно-восстановительных работ при ООО «Газпром подземремонт Уренгой»

Коробов Д. В., Виленский В. П. (ООО «Газпром подземремонт Уренгой»)

Направление деятельности сервисного центра:

––обучение основам проведения аварийно-восстановительных работ (АВР);

––привлечение сервисных фирм для проведения АВР на промыслах;

––после обучения персонала в течение трех–пяти лет – выход на рынок предоставления услуг по проведению АВР.

Цель создания сервисного центра:

––создание мобильной группы для проведения работ на всех месторождениях, обслуживаемых ООО «Газпром подземремонт Уренгой»;

––передача опыта по проведению АВР более молодым специалистам, в т. ч. с помощью сервисных компаний и их специалистов;

––совместно с сервисными компаниями (в первые два-три года) создание команды профессионалов для проведения АВР;

––проведение сложных работ в скважинах (извлечение пакеров, установка и извлечение забойного оборудования, ликвидация прихватов бурильных колонн, насосно-компрессорных труб и другие работы).

Краткосрочные задачи сервисного центра:

––подготовка нового поколения профессионалов для проведения АВР;

––создание на базе центра обучающего класса по изучению передовых методов борьбы с ликвидациями аварий и осложнений с привлечением сторонних представителей (сервисные компании, зарубежные фирмы);

––привлечение специалистов (сторонние организации, сервисные центры) на постоянной основе (два-три года и более) для проведения отбора будущих специалистов по всем управлениям Общества;

––создание начальной группы из мастеров по сложным работам в количестве 16–20 человек;

––добавление в структуру сервисного центра одного професси-

97

Секция 2

онального сварщика и слесарей высшей категории с необходимым набором инструментов, для проведения работ по восстановлению фрезеров и ловильного инструмента; –– закупка трех-четырех автомобилей грузоподъемностью 3 т

с краном манипулятором (1,5–2 т) для мобильного и быстрого подвоза необходимого инструмента и оборудования (Нyundai HD 78 или аналог).

В настоящее время в организации имеется 9–10 мастеров по сложным работам, часть из них готовится к выходу на заслуженный отдых. Создание центра и увеличение численности персонала до 16–20 человек позволит проводить обучение молодых специалистов (помощников бурильщика и бурильщиков) непосредственно на производстве. При этом мастера по сложным работам из сервисного центра должны быть непривязаны к конкретному управлению, а производить АВР на месторождениях Ямбурга, Уренгоя, Ноябрьска и Надыма. После проведения обучения следует заключить двух-трехлетний контракт с обязательной отработкой времени или компенсации понесенных затрат на их обучение.

98

Разработка месторождений углеводородного сырья и эксплуатации промыслов

Моделирование сеноманских газовых залежей Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений как единого газодобывающего комплекса

Красовский А. В., Варламов В. А., Шарипов Р. И. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Применение комплексных постоянно-действующих газогидродинамических моделей позволяет эффективно решать задачи в области проектирования и контроля за разработкой газовых залежей. Сеноманские газовые залежи Вынгаяхинского и Еты-Пу- ровского месторождений представляют собой единый газодобывающий комплекс, что учитывалось при построении комплексной модели «пласт – скважина – газосборная сеть – магистральный газопровод».

Создание единой модели, включающей в себя две гидродинамические составляющие залежей, позволило произвести расчет прогнозных технико-экономических показателей разработки в рамках общей системы сбора и компримирования газа на двух месторождениях. Это происходило в несколько этапов. На первом этапе осуществлялось построение гидродинамических моделей рассматриваемых залежей и последующая их адаптация к истории разработки. Далее настроенные до устьев скважин модели были перенесены в объединенную модель, для чего была создана единая гидродинамическая сетка. Ее создание предполагало объединение двух существующих гидродинамических каркасов. Согласно географическим координатам расположения залежей было определено результирующее пространственное положение моделей в единой сетке. Модель наземной сети была построена на основе фактической схемы расположения регулирующих узлов и элементов компримирования, а также с учетом того, что газ, подготовленный на установке предварительной подготовки (УППГ) Еты-Пуровского газового промысла (ЕГП), подается на ДКС Вынгаяхинского ГП (ВяГП).

Сходимость фактических и расчетных величин давлений и расходов в модели наземной сети обуславливает корректность расчета системы не только на уровне пласта, но и на уровне «газосборная сеть – магистральный газопровод» [1, с. 87]. На рисунке приведен пример распределения давлений и расхода на участке цеха вертикальных сепараторов (ЦВС) ЕГП – ЦВС ВяГП.

99