Изоляция и интенсификация притока отдельных продуктивных зон, Schlumberger by Андрей Гурьянов

Изоляция и интенсификация притока отдельных продуктивных зон Гидроразрыв пласта с помощью гибких труб является экономичной альтернативой общепринятым способам интенсификации притока из пласта. Этот новейший подход приводит к увеличению дебитов углеводородов и коэффициентов нефтеотдачи, а также способствует надежному размещению обрабатывающих жидкостей и расклинивающих агентов. То, что начиналось, как операция по гидроразрыву пласта, превращается в широкий спектр технических решений, применяемых при заканчивании скважин, а также при проведении операций для увеличения дебита скважин на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки.

Калон Ф. Дегенхардт Джек Стивенсон РТ. Caltex Indonesia Риау, Дури, Индонезия Байрон Гейл Tom Brown Inc. Денвер, Колорадо, США Дуэйн Гонзалес Samedan Oil Corporation Хьюстон, Техас, США Скотт Холл Texaco Exploration and Production Inc. (a ChevronTexaco company) Денвер, Колорадо Джек Марш Olympia Energy Inc. Калгари, Альберта, Канада Уоррен Землак Шугар Лэнд, Техас ClearFRAC, CoilFRAC, CT Express, DepthLOG, FMI (построитель микроизображения геологического разреза), Mojave, NODAL, PowerJet, PowerSTIM, PropNET, SCMT (инструмент для картирования цементного кольца в скважинах малого диаметра) и StimCADE являются товарными знаками компании «Шлюмберже». Благодарим за помощь в подготовке настоящей статьи Тарин Френзель и Берни Паоли (Инглвуд, Колорадо); Бадар Зияя Малика (Дури, Индонезия); и Эдди Мартинеса (Хьюстон, Техас). Эта статья была впервые опубликована в номере журнала «Ойлфилд Ревью», осень 2001.

Для достижения максимальной производительности, поддержания нужных уровней добычи и оптимизации процесса извлечения углеводородов, нефтяные компании традиционно полагаются на бурение. Однако, по мере того, как процесс разработки залежи нефти или газа вступает в завершающую стадию, истощение залежи приводит к снижению добычи, а возможности для бурения новых скважин уменьшаются. Бурение новых скважин может оказаться недостаточным для предотвращения естественного падения добычи. Кроме того, бурение с целью уплотнения сетки скважин или повторный ввод скважин в бурение часто оказываются менее прибыльными и связаны с большими производственными и экономическими рисками, соответствующими их более высоким капитальным вложениям. На многих месторождениях, на начальной стадии их разработки, нефтяные компании преднамеренно или непреднамеренно пропускают некоторые из продуктивных интервалов, сосредотачивая свои усилия на наиболее продуктивных горизонтах. В целом в указанных малорентабельных продуктивных интервалах содержатся существенные объемы углеводородов, которые можно извлечь. Это особенно справедливо в случае тонкослоистых пластов и коллекторов с низкой проницаемостью. Вскрытие пропущенных продуктивных зон экономически привлекательно в целях увеличе-

ния добычи и повышения доли извлекаемых запасов, но связано с решением нескольких трудных задач. Как правило, пропущенные зоны обладают более низкой проницаемостью и, чтобы достичь устойчивого уровня промышленной добычи, требуют проведения операций по гидроразрыву пласта. Общепринятые способы воздействия на скважину и интенсификации притока связаны с широким применением таких ремонтных работ, как изоляция существующей перфорации с помощью специальных скважинных инструментов или ее цементирование с последующим выполнением нескольких рейсов для перфорирования пропущенного продуктивного интервала. Указанные способы связаны с большими затратами и их применение не оправданно в случае зон с ограниченным потенциалом добычи. В прошлом способ интенсификации притока из пропущенного пласта с помощью его гидроразрыва применяли крайне редко, особенно в тех случаях, когда это было связано с многочисленными пропластками. Ограничения могут быть связаны также с механическим состоянием ствола скважины. Если в проекте скважины проведение гидроразрыва пласта не предусмотрено, то в конструкции вскрытия пласта могли применяться трубы, не рассчитанные на высокие давления нагнетания. Кроме того, образование твердых Рис. 1. Специальная установка ГНКТ «СТ Экспресс» выполняет избирательный гидроразрыв пласта на месторождении «Медисин Хэт» в провинции Альберта, Канада.

Нефтегазовое обозрение

Весна 2003

Обычные способы интенсификации притока Для большинства коллекторов с первичным и вторичным механизмами вытеснения, средние значения коэффициента нефтеотдачи составляют всего лишь 25–35%. Извлекаемые запасы остаются в тонких малопроницаемых зонах многих залежей, находящихся на завершающей стадии разработки. Например, по результатам исследования одного месторождения в Северном море было обнаружено, что более 25% от извлекаемых запасов сосредоточены в малопроницаемых тонкослоистых горизонтах песчаных коллекторов Брента.1 Кислотная обработка породы и гидроразрыв пласта являются общепринятыми способами интенсификации притока из продуктивного пласта, которые используются для увеличения производительности скважин и эффективности извлечения углеводородов, а также для улучшения экономических показателей скважин.2 Однако, эффективное

Глубина, футы

Продуктивные интервалы, интенсифицированные недостаточно

ГК Всего Концентрарейс 2 скандия ция песка

Пласт

Всего стронция

Стронций

ГК в обсаженной Всего скважине иридия

Скандий

Иридий

Добыча от малой до нулевой

Стронций Иридий Ширина трещин, дюйм

Скандий

Дебит, барр./сут.

Рис. 2. Отклонение при обработке в одну стадию; радиоактивные индикаторы и кривые каротажа эксплуатационной скважины. В результате применения технологии ограниченного входа некоторые зоны оказываются интенсифицированными неэффективно, а другие могут остаться необработанными. В данном примере шесть продуктивных зон в интервале общей мощностью более 300 футов (90 м) были подвергнуты гидроразрыву через 24 отверстия. Исследования с помощью радиоактивного индикатора показали, что три верхние зоны получили большую часть обрабатывающей жидкости и проппанта, в то время как приток из трех нижних зон не был надлежащим образом интенсифицирован (слева). Если бы какой-то из интервалов не получил бы жидкости в начале обработки, эрозия перфорации в других пластах устранила бы противодавление, необходимое для отклонения. Из нижней зоны добычи нет, две другие демонстрируют очень малый приток на кривой добычи (справа).

Нефтегазовое обозрение

вскрытие неоднородных коллекторов и продуктивных зон, залегающих среди многочисленных глинистых интервалов, и их интенсификация являются трудными задачами, особенно в тех случаях, когда требуется гидроразрыв пластов. Эффективная мощность коллектора, его качество, пластовое давление и стадия истощения пласта, а также стоимость обработки всего продуктивного горизонта — все эти параметры должны быть учтены при выборе стратегии заканчивания скважины. При использовании обычных способов интенсификации с помощью гидроразрыва пласта предпринимается попытка связать между собой как можно больше продуктивных зон, производя однократную или многократную обработку во время проведения отдельных операций. Исторически так сложилось, что продуктивные зоны общей мощностью больше нескольких сотен футов разбиваются на «интервалы», причем приток из каждого интервала интенсифицируется путем проведения отдельного гидроразрыва. Такие трудоемкие работы по гидроразрыву пластов, когда рабочая жидкость закачивается непосредственно в обсадную колонну или через НКТ, рассчитаны на то, чтобы максимально увеличить высоту трещин, предприняв одновременно попытку оптимизировать длину трещин. Однако, неопределенность, связанная с прогнозированием увеличения высоты, часто не позволяет достигнуть целей интенсификации, поставленных перед большой обработкой, и препятствует созданию трещин такой длины, которая требуется для оптимизации эффективного радиуса проводимости скважины и дренирования запасов. При однократной обработке, выполняемой через многочисленные перфорированные зоны, не удается достичь размещения проппанта во всех зонах (рис. 2). Тонкие или малопроницаемые зоны, объединенные с более мощными зонами, могут остаться необработанными или же приток из них нельзя будет эффективно увеличить. Поэтому некоторые зоны иногда преднамеренно пропускаются для того, чтобы обеспечить эффективную интенсификацию притока из более продуктивных пластов. Перфорация с ограниченным входом и шаровые уплотнители позволяют эффективно распределять жидкость во время ее закачки, но не гарантируют эффективного размещения проппанта, так как отверстия оказываются увеличенными за счет эрозии или же обрабатывающие жидкости текут преимущественно в зоны с высокой проницаемостью.3

Весна 2003

Песчано-глинистый разрез

и проппанты к целевым интервалам и защищать находящиеся в скважине трубы от воздействия высоких давлений нагнетания, в то время как с помощью специальных скважинных инструментов существующая перфорация избирательно изолируется с высокой точностью. В настоящей статье описываются технические и проектные аспекты выполнения операций гидроразрыва пласта с помощью ГНКТ, включая технологии с использованием усовершенствованного поверхностного оборудования, гибких труб высокого давления, жидкости разрыва с низким трением и новых скважинных изолирующих инструментов. На практических примерах показано, каким образом применение указанных технологий приводит к снижению времени проведения и стоимости заканчивания скважин, улучшает условия откачки скважины до получения чистой нефти после ее обработки, увеличивает добычу и позволяет извлекать запасы, которые не удается извлечь при применении обычных методов вскрытия и гидроразрыва пластов.

Возрастание глубины

отложений и ржавчины в результате длительного воздействия со стороны пластовых жидкостей при пластовых температурах и давлениях может создавать угрозу целостности труб в старых скважинах. В скважинах малого диаметра выбор вариантов операций по увеличению дебита скважин еще более ограничивается малым диаметром труб. Указанные технические и экономические ограничения часто приводят к тому, что пропущенные или малорентабельные продуктивные пласты не вскрываются. В результате содержащиеся в таких интервалах углеводороды так и остаются в них после глушения и ликвидации скважин. Совмещение ГНКТ с операцией по гидроразврыву пласта позволяет преодолеть многие из трудностей, связанных с интенсификацией притока из пропущенных или малорентабельных продуктивных зон обычными способами, и экономично извлечь дополнительные запасы. Высокопрочные непрерывные колонны ГНКТ позволяют доставлять обрабатывающие жидкости

Возрастание напряжения Гамма-каротаж Профиль напряжения

Рис. 3. Изменения пластового напряжения. При однократных обработках нескольких зон одновременно предполагается, что давление изменяется с глубиной по линейному закону (крайняя левая кривая). Истощение зон приводит к резкому уменьшению давления (средняя левая кривая). Чрезмерно истощенные пласты также приводят к снижению давления на больших интервалах (средняя правая кривая). В некоторых случаях в пластах существуют такие изменения давления и напряжения, которые делают отклонение обрабатывающих жидкостей и интенсификацию притока в процессе проведения обработки в одну стадию исключительно трудной задачей (крайняя правая кривая).

Существование непреднамеренно пропущенных и необработанных зон можно объяснить также изменением напряжения пород в их естественном залегании. В прошлом, при проектировании общепринятых операций по гидроразрыву предполагалось, что градиент давления гидроразрыва пласта или профиль напряжений изменяется по линейному закону и постепенно растет с глубиной. В действительности пластовые напряжения часто бывают неоднородными в пределах всего геологического горизонта, и некоторые из зон могут

не податься эффективной обработке и интенсификации (рис. 3). Объединение продуктивных зон в интервалы меньшего размера способствует преодолению некоторых из указанных выше трудностей и обеспечивает получение зоны трещиноватости достаточного размера. Но многостадийные обработки обычно требуют выполнения нескольких последовательных операций перфорирования и гидроразрыва. Также проблематичным является изолирование отдельных зон для выполнения общепринятой интенсификации

1. Hatzignatiou DG and Olsen TN: “Innovative Production Enhancement Interventions Through Existing Wellbores,” paper SPE 54632, presented at the SPE Western regional Meeting, Anchorage, Alaska, USA, May 26-28, 1999. 2. При обработке породы кислота закачивается под давлением меньше давления разрыва, чтобы растворить естественные или вызванные нарушения, которые забивают входы пор. При гидравлическом разрыве используются специальные жидкости, которые закачиваются при давлениях, превышающих напряжение разрушения пород, чтобы создать два крыла трещин или трещины, повернутые относительно друг друга на 180°, распространяющихся в стороны от скважины. Крылья трещин распространяются перпендикулярно к линии наименьшего напряжения породы в плоскости предпочтительного образования трещин. Оставаясь открытыми с помощью проппанта, проводящие пути увеличивают эффективный радиус скважины и создают линейные потоки в направлении трещин и далее в скважину. Проппанты находятся в естественном залегании либо в качестве них используется покрытый смолой песок и высокопрочный боксит или керамика, размер частиц которых соответствует стандартам сит США.

Кислотный гидравлический разрыв без использования проппантов создает проводимость путем различного травления неровных поверхностей крыльев трещин в карбонатных породах, которые не дают трещинам полностью закрыться после обработки. 3. Ограниченный вход связан с низкой плотностью отверстий — 1 отверстие на фут и менее — в пределах одной или нескольких зон с различными напряжениями в породах и проницаемостями для того, чтобы обеспечить равномерное размещение кислоты или проппанта путем создания противодавления и ограничения перепадов давления между перфорированными интервалами. Цель состоит в том, чтобы максимально поднять эффективность интенсификации притока, не прибегая к механической изоляции с помощью, например, разбуриваемых мостовых пробок и извлекаемых пакеров. Чтобы закупорить открытые перфорационные отверстия и изолировать обработанные интервалы от соседних, можно использовать резиновые шаровые уплотнения. Так как перфорационные отверстия должны быть полностью закрыты, диаметр отверстий и их однородность имеют большое значение. Стадия заливки при гидравлическом разрыве связана с объемом жидкости, которая создает и распространяет трещины, но не содержит проппанта.

Общепринятый способ интенсификации притока с помощью гидроразрыва пласта Интервалы

Недостаточная длина трещин

Малорентабельная продуктивная зона

Недостаточный охват интервала

Пропущенная продуктивная зона

Способ избирательной интенсификации притока с помощью Интервалы гидроразрыва пласта

Оптимальная длина трещин

Дополнительные запасы

Полный охват интервала

Дополнительные запасы

Перфорационные отверстия

Зона гидроразрыва

Ствол скважины

Обсадная колонна

Рис. 4. Обычная и избирательная интенсификация притока. Широко применяется гидроразрыв нескольких зон, объединенных в большие интервалы. Однако, отклонение жидкостей и размещение проппантов становятся проблематичными в прерывистых и неоднородных пластах. Общепринятые способы обработки, подобные данному примеру с четырьмя интервалами, обеспечивают трещины максимальной высоты, часто за счет уменьшения их длины и полноты охвата интервала (слева). Некоторые из зон остаются вовсе необработанными или же притоки из них не могут быть интенсифицированы надлежащим образом; другие зоны пропускаются преднамеренно, чтобы обеспечить эффективную обработку зон с большой проницаемостью. В данном случае, способ избирательной изоляции и интенсификации притока из девяти интервалов с помощью ГНКТ преодолевает указанные выше ограничения и позволяет инженерам рассчитывать оптимальные трещины для каждой продуктивной зоны продуктивного интервала (правая часть).

обычным гидроразрывом пластов с помощью подъемников КРС и соединенных муфтами труб, так как для этого требуется дополнительное оборудование и КРС. Каждая из стадий гидроразрыва пласта имеет фиксированную стоимость. Таким образом, обычный многостадийный ГРП является довольно дорогостоящим способом интенсификации притока и в конечном счете значительно увеличивает накладные расходы. Каждый раз, когда установки с тросовым инструментом и насосное оборудование перемещаются на буровую площадку для выполнения перфорирования и интенсификации притока, применяются отдельные расценки на транспортировку и подготови-

тельные работы. Существуют также отдельные расценки на работы по размыву песчаных пробок или по установке и извлечению мостовых пробок с использованием оборудования ГНКТ или НКТ малого диаметра, которое приобретается или берется в аренду. Перевозка, погрузка, разгрузка и хранение рабочих жидкостей для интенсификации и вытеснения, которые требуются для отдельных операций по гидроразрыву пласта, также увеличивают дополнительные затраты. Опробование каждого отдельного интервала в скважине опять требует многократного повторения монтажных работ и значительно увеличивает время на проведение работ по заканчиванию скважины.

Заканчивание таких газовых скважин, где необходимо обрабатывать несколько больших интервалов, может занять несколько недель. Избыточные издержки быстро накапливаются для скважин, имеющих более чем три или четыре интервала, и в значительной степени ухудшают экономические показатели операций по интенсификации притока. Указанные увеличенные расходы обычно оказывают наибольшее влияние при принятии решений и определении стратегии, касающейся заканчивания скважины или выполнения операций по увеличению ее дебита. Они могут ограничить масштабы разработки малорентабельных продуктивных зон, в которых в целом содержатся значительные объемы нефти и газа. Чтобы интенсифицировать притоки из пропущенных зон в существующих скважинах, при традиционном способе гидроразрыва пласта требуется изолировать нижние продуктивные зоны с помощью песчаной пробки или спускаемого в скважину приспособления, например, с помощью извлекаемой или разбуриваемой мостовой пробки. Верхние перфорационные отверстия нужно цементировать, а это не всегда удается выполнить. Этот вид работ требует дополнительного времени буровой установки и увеличивает стоимость операций по заканчиванию скважины. Также существует риск того, что во время закачки под высоким давлением зацементированные отверстия разрушатся. Указанные ограничения, свойственные общепринятым способам гидроразрыва пласта, снижают эффективность операций по интенсификации притока. Чтобы организовать добычу углеводородов одновременно из максимально возможного числа интервалов, в особенности из тех зон, вскрытие которых ранее представлялось неэкономичным, нужны нетрадиционные способы вторжения в скважину и интенсификации притока. Способ гидроразрыва пласта с помощью ГНКТ преодолел многие из ограничений, связанных с традиционными способами проведения гидроразрыва (рис. 4).4 4. Zemlak W: “CT-Conveyed Fracturing Expands Production Capabilities,” The American Oil & Gas Reporter 43, no. 9 (September 2000): 88-97. 5. Lemp S, Zemlak W and McCollum R: “An Economical Shallow-Gas Fracturing Technique Utilizing a Coiled Tubing Conduit,” paper SPE 46031, presented at the SPE/ICOTA Coiled Tubing Roundtable, Houston, Texas, USA, April 15-16, 1998. Zemlak W, Lemp S and McCollum R: “Selective Hydraulic Fracturing of Multiple Perforated Intervals with a Coiled Tubing Conduit: A Case History of the Unique Process, Economic Impact and Related Production Improvements,” paper SPE 54474, presented at the SPE/ICOTA Coiled Tubing Roundtable, Houston, Texas, USA, May 25-26, 1999.

Нефтегазовое обозрение

Установка с ГНКТ

Стадия 2

Стадия 1 Обсадная колонна

Стадия 3

ГНКТ Продуктивная зона 1

Пакер Перфорация

Песчаная пробка 2

Продуктивная зона 2

Пакер Песчаная пробка 1

Продуктивная зона 3

Зона гидроразрыва

Рис. 5. Стадии гидроразрыва пласта с помощью ГНКТ с использованием одного устанавливаемого под натяжением пакера и песчаных пробок.

Способы избирательной интенсификации притока Использование ГНКТ в работах по интенсификации притока не является чем-то новым. ГНКТ использовались в 1992 году для гидроразрыва пластов в скважинах, расположенных в заливе Прудхо, Аляска, США. Колонна ГНКТ диаметром 3,5 дюйма пропускалась через устьевую головку в скважину и служила в качестве эксплуатационной колонны, помогая поддерживать скорость потока. Данный способ не получил широкого распространения, так как его применение ограничивалось малыми интервалами и низкими давлениями обработки в скважинах, в которых вскрытию подлежала одна единственная зона. К 1996 г. гидравлический разрыв с помощью ГНКТ стал предпочтительной стратегией заканчивания скважин, пробуренных на неглубоко залегающих газовых месторождениях, расположенных в юго-восточной части провинции Альберта в Канаде.5 Избирательное размещение проппанта во всех продуктивных интервалах скважины привело к уменьшению затрат времени на заканчивание скважин и к увеличению их производительности. Наилучшими кандидатами на применение данного способа были скважины, в разрезе которых присутствовали многочисленные зоны с низкой проницаемостью, а добываемый из этих зон газ смешивался после гидроразрыва. Раньше приток из подобных скважин интенсифицировался путем гидроразрыва одного интервала в одной из скважин, затем бригада переходила на следующую сква-

Весна 2003

жину. В то время как бригада гидроразрыва отрабатывала первый интервал в следующей скважине, буровая бригада готовила предыдущую скважину для проведения в ней гидроразрыва следующих интервалов. Для того, чтобы обработать четыре скважины в день, требовалось много времени на выполнение работ по монтажу и демонтажу. Если судить по числу выполненных обработок, то этот процесс был эффективным, но при этом на перемещение оборудования с одного места на другое затрачивалось времени больше, чем чисто на закачивание с целью гидравлического разрыва. Нефтяные компании проанализировали возможность объединения зон в интервалы, которые подвергались бы общепринятой процедуре интенсификации нескольких зон одновременно с использованием перфорирования с ограниченным входом, шаровых уплотнителей или иных способов отклонения с целью изоляции отдельных зон, но не смогли доказать экономическую эффективность стандартной отраслевой практики. Одним из решений для изоляции зон было использование песчаных пробок и пакера, устанавливаемого под натяжением в ГНКТ. Сначала над интервалом, подлежащим разрыву, устанавливался пакер. Затем обрабатывались ниже расположенные зоны. В состав проппанта для каждой зоны включалось дополнительное количество песка. Таким образом, после прекращения нагнетания и до обработки следующей зоны, напротив подвергшихся гидроразрыву

интервалов образовывалась песчаная пробка. Каждая обработка не доводилась до полного конца, а скважины останавливались, чтобы избыточный песок смог осесть в виде пробки. Путем опрессовки проверялась целостность песчаной пробки и затем пакер устанавливался над следующим интервалом. Указанная процедура повторялась до тех пор, пока не выполнялась интенсификация притока из всех продуктивных интервалов (рис. 5). Колонна ГНКТ большего размера демонтировалась и в скважины опускалась колонна ГНКТ меньшего размера, чтобы вымыть песок и запустить скважину. С тех пор применение гидроразрыва пласта с помощью ГНКТ распространилось на скважины малого диаметра, т. е. когда в качестве эксплуатационной обсадной колонны цементируются трубы диаметром 2 3/8, 2 7/8 и 3 1/2 дюйма, а также на скважины с открытой перфорацией и скважины, целостность труб которых находится под подозрением и это препятствует проведению гидроразрыва в обсадной колонне. В этих условиях общепринятые процедуры увеличения дебита скважин и интенсификации притока, которые нуждаются в закачке цемента для изоляции открытой перфорации, становятся дорогостоящими и связаны с большим риском. Интенсификация притока с помощью ГНКТ при разработке неглубоких газовых залежей и более глубоких горизонтов на старых месторождениях нефти и газа в континентальной части Соединенных Штатов легла в основу методики избирательной изоляции и интенсификации притока CoilFRAC.

ГНКТ

ГНКТ Открытая перфорация или поврежденная обсадная колонна Установленный под натяжением пакер

Пропущенная зона, гидравлический разрыв которой произведен с помощью ГНКТ

Рис. 6. Гидроразрыв пласта с помощью ГНКТ с использованием одного устанавливаемого под натяжением пакера для защиты обсадной колонны и НКТ.

Открытая перфорация или поврежденная обсадная колонна Установленный под натяжением пакер

Место проведения предыдущей интенсификации притока гидроразрывом пласта Пропущенная зона, гидравлический разрыв которой произведен с помощью ГНКТ

Мостовая пробка Истощенная зона

Рис. 7. Гидроразрыв пласта с помощью ГНКТ с использованием одного пакера и мостовых пробок. В южном Техасе скважина, имеющая повреждение обсадной колонны у поверхности и пропущенную зону между существующей открытой перфорацией, была успешно обработана с помощью ГНКТ. Чтобы изолировать верхнюю зону и защитить обсадную колонну, нефтяная компания установила мостовую пробку, чтобы изолировать нижнюю зону, перед тем как спустить установленный под натяжением пакер на ГНКТ. Применение данной методики исключило необходимость выполнения дорогих операций КРС и цементированию перфорации.

Установка с ГНКТ

Стадия 1 Обсадная колонна

Стадия 2 ГНКТ

Стадия 3 Инструмент с двойной изоляцией Продуктивная зона 1

Перфорация Зона гидроразрыва Продуктивная зона 2 Зона гидроразрыва Продуктивная зона 3

В США, в восточном Техасе, ГНКТ использовались для интенсификации притока из скважин с открытой перфорацией, расположенной выше пропущенных зон, и из скважин, оборудованных эксплуатационной колонной из труб малой прочности диаметром 2 7/8 дюйма, к тому же ослабленных коррозией. После перфорирования целевой зоны с помощью установленного на ГНКТ под натяжением пакера были изолированы ствол скважины и верхние перфорационные отверстия (рис. 6). В южном Техасе притоки из пропущенных продуктивных зон, находящихся между интервалами с открытой перфорацией в скважинах, обсадные колонны которых были повреждены вблизи поверхности, были успешно увеличены путем постановки мостовой пробки ниже целевой зоны и последующего опускания пакера, установленного под натяжением на ГНКТ (рис. 7). Указанные выше процедуры интенсификации притока с помощью гидравлического разрыва пласта выполнялись без цементажа имеющейся перфорации и без создания больших давлений в эксплуатационной колонне. Первые версии способа CoilFRAC, использующие устанавливаемые под натяжением пакеры, улучшали результаты интенсификации притока, но они требовали много времени для своего исполнения и были ограничены необходимостью устанавливать и вынимать пробки. На следующем этапе развития данной методики был разработан инструмент с двойной изоляцией. Это позволяло изолировать нужный участок выше и ниже заданного интервала, чтобы исключить проведение отдельных операций для размещения песчаных или установки мостовых пробок с помощью тросовой установки (рис. 8). Данная методика позволяла быстро перемещать колонну ГНКТ от одной зоны к другой, не извлекая ее из скважины. Выше устанавливаемого с натяжением пакера были размещены сальниковые уплотнения чашечного типа, изготовленные из эластомера и предназначенные для изоляции перфорированных интервалов и исключения необходимости выполнения отдельных операций по установке пробок. Однако, чтобы еще более снизить затраты времени и средств, требовалось разработать новые модификации. В Канаде был разработан изолирующий инструмент, у которого чашечки из эластомера размещались сверху и снизу от регулируемой распорки с отверстиями или оправки и который позволял обрабатывать несколько зон за один рейс (рис. 9).

Механический разъединитель срезаемого типа

Шлипс

Верхний чашечный уплотнительный узел

Выходные отверстия для обрабатывающих жидкостей Нижний чашечный уплотнительный узел Нижний пакерный узел

Шлипс

Единственный механический пакер, устанавливаемый с натяжением

Верхнее чашечное уплотнение, нижний механический пакер

Двойное чашечное уплотнение, инструмент с двойной изоляцией

Рис. 9. Изолирующие инструменты на гибких трубах. При первых работах по методике CoilFRAC использовался один устанавливаемый с натяжением пакер над зоной и песчаные или мостовые пробки, изолирующие обрабатываемую зону снизу (левый). Последующие версии инструмента были видоизменены таким образом, что включили в себя верхнюю уплотнительную чашку из эластомера, которая располагалась над обрабатываемой зоной, и нижний пакер для изоляции зоны снизу (средний). За этим инструментом второго поколения последовала конструкция с большим разносом, у которой уплотнительные чашки из эластомера располагаются сверху и снизу от распорки с отверстиями. Это позволило ускорить перемещение пакера, уменьшить время исполнения операций и снизить стоимость работ (правый). Указанные инструменты исключили необходимость использования буровой установки и выполнения тросовых операций, так как песчаные и мостовые пробки оказались не нужны. ГНКТ можно быстро перемещать от одной зоны к другой, не извлекая их из скважины.

Рис. 8. Многостадийный гидроразрыв пласта с помощью ГНКТ и с использованием ранних модификаций инструмента с двойной изоляцией.

Нефтегазовое обозрение

Весна 2003

Натяжение АЛЬБЕРТА Каверномер по оси Y

Плотностной нейтронный каротаж Эдмонтон

Гамма-каротаж Каверномер по оси X

Глубина, футы

Плотность и пористость ФотоПоправка электрический в значение коэффициент объемной плотности

Уайлдкет Хиллз Калгари КАНАДА

Верхнее основное заканчивание в отложениях Викинг

Нижнее основное заканчивание в отложениях Викинг

Мостовая пробка Интервалы перфорации

Рис. 10. Скважина 3-3-27-5W5M на месторождении Уайлдкет Хиллз. Предыдущие попытки интенсифицировать приток из отложений Викинг, рассматривая их как единый интервал, оказались безуспешными, так как было трудно пересечь несколько зон, применяя обычный гидроразрыв в одну стадию. Близкое расположение интервалов перфорации не позволяло выполнять изоляцию с помощью пакера и песчаных или мостовых пробок. Избирательное проведение гидроразрыва по методу CoilFRAC позволило раздельно увеличить приток из четырех зон путем изоляции и гидроразрыва тех продуктивных пластов, которые зачастую пропускаются и остаются необработанными. Второй по значимости задачей было уменьшить число дней, затрачиваемых на заканчивание скважины, от нескольких до одного и снизить стоимость работ.

Данный вариант изолирующего инструмента с двойной изоляцией без механических шлипс для облегчения быстрых перемещений и ловильных работ использовался в Канаде при разработке неглубоких газовых месторождений в более чем 200 скважинах, в которых было выполнено более 1000 обработок по методике CoilFRAC. Продолжающееся совершенствование данного инструмента позволяет проводить интенсификацию притока из пропущенных и малорентабельных зон при номинальном увеличении стоимости. Эффективная изоляция и интенсификация притока из отдельных продуктивных пластов привела к максимально возможному увеличению числа вскрытых рентабельных пластов и позволила перевести зоны, ранее считавшиеся нерентабельными, в разряд экономически выгодных.

Опыт применения в Канаде Месторождение Уайлдкет Хиллз расположено к западу от Калгари, Альберта, Канада, на восточном склоне Скалистых гор на заповедной луговой территории.6 В этом районе природный газ добывается с 1958 г. из глубоких залежей миссисипского возраста. В начале 1990-х годов двумя скважинами компании Оlympia Energy были опробованы залежи, расположенные выше по разрезу в отложениях Викинг. Начальный дебит этих скважин составил около 900 тысяч куб. футов в сутки (25 485 куб. м в сутки), но быстро уменьшился до 400 тысяч куб. футов в сутки (11 330 куб. м в сутки). Хотя кривая восстановления давления и пробная эксплуатация указывали на наличие существенных запасов, низкие значения пластового давления, плохая производительность и высокая стоимость заканчивания скважин препят-

ствовали разработке малорентабельных залежей в отложениях Викинг. В 1998 г. по результатам сейсмической разведки был выделен третий объект в отложениях Викинг в районе, где эти отложения залегали выше более чем на 3000 футов (914 м) и появилась возможность образования естественных трещин, которые могли увеличить продуктивность пластов по газу. Скважина 3-3-275W5M вскрыла около 45 футов (14 м) продуктивной мощности в пяти зонах в пределах общего интервала в 82 фута (25 м) (рис.10). Данные микрокаротажа сопротивлений, полученные с помощью построителя микроизображений геологического разреза FMI, подтвердили наличие естественных трещин в коллекторе, но опробование испытателем пласта, спущенным на колонне бурильных труб, дало низкое значение давления в 1100 фунтов на кв. дюйм (7,6 МРа). Исследования методом восстановления давления перед установкой обсадной колонны диаметром 4,5 дюйма и после перфорирования указали на факт вторжения бурового раствора в естественные трещины и наличие дополнительных разрушений пласта под воздействием жидкостей для заканчивания скважин. Обработка растворителем бурового раствора не устранила указанные разрушения, поэтому было решено для увеличения притока газа применить гидроразрыв пласта. Применение гидроразрыва в нижней части обсадной колонны с применением отклонения посредством ограниченного входа исключалось по той причине, что скважина уже была перфорирована. Нефтяная компания рассмотрела варианты отклонения с помощью шаровых уплотнителей, а также механической изоляции зон с помощью песчаных и мостовых пробок или ГНКТ. Эффективность шаровых уплотнителей находится под вопросом, особенно в процессе проведения гидроразрыва, поэтому отклонение механическим способом рассматривалось в качестве наиболее надежного способа обеспечения интенсификации притока из всех продуктивных зон. Располагая всего лишь 13–16 футами (4–5 м) между четырьмя зонами, инженеры исключили возможность использования песчаных пробок, так как из-за малого расстояния между пластами точно разместить необходимые объемы песка было затруднительно. Использование для изоляции пластов обычных 6. Marsh J, Zemlak WM and Pipchuk P: “Economic Fracturing of Bypassed Pay: A Direct Comparison of Conventional and Coiled Tubing Placement Techniques,” paper SPE 60313, presented at the SPE Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium, Denver, Colorado, USA, March 12-15, 2000.

Нефтегазовое обозрение

колонн НКТ с пакерами и мостовыми пробками предопределило необходимость выполнения одиночных операций, заключавшихся в обработке каждой зоны поочередно, начиная с нижней. Это требовало повторных спусков, подъемов оборудования, проведения работ по каждой зоне, влекущих дополнительные расходы, и извлечения или перемещения мостовых пробок после каждой обработки. Все это в результате оказалось бы нерентабельным. Для интенсификации каждой зоны отдельно и обработки нескольких зон в день, нефтяная компания выбрала методику CoilFRAC. В первый день из скважины была извлечена колонна НКТ, используемая для пробной эксплуатации и обработки растворителями. На второй день к месту работ были перемещены ГНКТ и оборудование для проведения гидроразрыва пласта и испытаний. В то же самое время с помощью тросовой установки была установлена мостовая пробка, изолирующая нижнюю часть отложений Викинг. Максимальный рекомендуемый интервал, в пределах которого мог раздвигаться используемый изолирующий инструмент, составлял 12 футов (3,7 м). Это расстояние было меньше мощности самого нижнего интервала, поэтому при гидроразрыве первой зоны использовался устанавливаемый с натяжением пакер. На третий день были выполнены три операции по интенсификации притока с помощью гидроразрыва. По причине защемления изолирующий инструмент с двойной изоляцией потребовалось извлечь из скважины, а эластомерные чашечные уплотнители отремонтировать. Скребком была вычищена от неровностей обсадная колонна. В настоящее время данная операция считается элементом подготовки ствола скважины и является обязательной перед обработкой методом CoilFRAC. При закачке жидкостей во второй интервал, давление в кольцевом пространстве возросло, что свидетельствовало либо о наличии связи в затрубном пространстве, либо об образовании трещин в соседней зоне. Обработка прекратилась до закачки проппанта, и инструмент был перемещен на третий интервал. После того, как был интенсифицирован приток из четвертого интервала, изолирующий инструмент с двойной изоляцией был извлечен из скважины. Затем для очистки скважины от песка и извлечения жидкости использовали ГНКТ с открытым концом. На четвертый день, чтобы предотвратить вторжение в пласт жидкости для заканчивания скважин, в скважину с помощью специальной установки под давлением была спущена соединенная муфтами эксплуатационная колонна.

Весна 2003

Общее количество проппанта, тыс. фунтов Отношение числа законченных зон к числу попыток, % Общая продолжительность заканчивания скважины, сутки

3 скважины, заканчиваемые обычным способом 3 скважины, заканчиваемые способом CoilFRAC

Себестоимость добычи 1 тыс. куб. футов газа в сутки, доллары

Рис. 11. Сравнение показателей при обычном порядке проведения заключительных работ на скважине и в случае применения методики CoilFRAC в отложениях Викинг. Для проведения интенсификации притока гидроразрывом пласта с помощью ГНКТ, проппанта потребовалось на 58% меньше, продолжительность всего цикла работ по заканчиванию скважины сократилась с 19 дней до 4, сократилось время откачки скважины до получения чистой продукции, а степень извлечения жидкости разрыва увеличилась. Размещение обработок по методу CoilFRAC и одновременная откачка повысили степень извлечения жидкости и сэкономили для компании Olympia Energy порядка 300 тысяч долларов по каждой скважине на месторождении Уайлдкет Хиллз, что в свою очередь привело к снижению себестоимости добычи 1 тыс. куб. футов газа в сутки почти на 78%.

Чтобы не использовать установку для спуска инструмента в скважину под давлением, теперь для спуска пакера с изолирующей пробкой применяют ГНКТ. После того, как пакер установлен, ГНКТ освобождаются и извлекаются из скважины. Пакерная пробка контролирует пластовое давление до тех пор, пока не спустят колонну НКТ. Затем с помощью тросовой установки изолирующая пробка извлекается, и скважина запускается. Перед интенсификацией притока дебит газа из скважины 3-3-27-5W5M составлял 3,5 млн. куб. футов в сутки (99 120 куб. м в сутки) при давлении на поверхности в 350 фунтов на кв. дюйм (2,4 МРа). После успешного проведения гидроразрыва трех из четырех верхних зон, дебит скважины составил 6 млн. куб. футов в сутки (171 818 куб. м в сутки) при давлении в 350 фунтов на кв. дюйм. В течение нескольких месяцев дебит скважины продолжал оставаться на уровне 5 млн. куб. футов в сутки (143 182 куб. м в сутки) при давлении в 450 фунтов на кв. дюйм (3,1 МРа). Обработка по способу CoilFRAC позволила не только сократить время откачки скважины до получения чистой продукции и упростить работы по заканчиванию скважин, но и получить экономическую выгоду при добыче (рис. 11). Минимальное число операций и убыстренная откачка скважины позволили более быстро наладить промышленную добычу, сократив продолжительность цикла работ по заканчиванию скважины с 19 до 4 дней.

После завершения работ на скважине 3-327-5W5M, компания Olympia Energy пробурила на месторождении Уайлдкет Хиллз еще шесть скважин. Поскольку характер отложений Викинг изменяется от скважины к скважине, нефтяная компания при выборе способа гидроразрыва пласта учитывала мощности продуктивных горизонтов, препятствия для образования трещин, расстояния между продуктивными пластами по вертикали и требуемое число обработок. Тремя скважинами были вскрыты по три или четыре мощных продуктивных пласта в отложениях Викинг, их гидроразрыв был произведен через обсадную колонну. Для оптимизации высоты и длины трещин в мощных пластах требовались повышенные скорости закачки, что исключало возможность использования ГНКТ, т. к. развиваемые на поверхности давления могли превышать допустимый для них порог. Как и в скважине 3-3-27-5W5M, разрезы других трех скважин представляли собой чередование песков и глин, в которых находились продуктивные пласты мощностью от 6 до 13 футов (2–4 м), поэтому компания Olympia Energy использовала методику избирательной интенсификации притока CoilFRAC. Этот подход позволил повысить производительность и степень извлечения путем избирательной обработки тех пластов, которые были пропущены или обработаны неэффективно, что в конечном итоге привело к снижению эксплуатационных расходов.

На глубине 8200 футов (2500 м) применение ГНКТ в качестве транспортера продемонстрировало характер влияния совместного использования ГНКТ и технологий интенсификации притока на продуктивность скважин и степень извлечения запасов. Уменьшение поверхности зоны влияния, сокращение времени нахождения на промысле совместно с меньшими выделениями газа и меньшим его сжиганием, наблюдавшимся в результате вызова притока, опробования и откачки до чистого продукта всех продуктивных пластов одновременно, делают обработку по методике CoilFRAC особенно привлекательной для районов с экологически чувствительной обстановкой, таких как луга и пастбища, раскинувшиеся вокруг месторождения Уайлдкет Хиллз. Проектирование и проведение операции гидроразрыва пласта Применение гидроразрыва пласта с помощью ГНКТ сдерживается ограничениями по объемам жидкостей и проппантов, связанными, в первую очередь, с меньшими размерами

Напряжение

Интервалы перфорации

Гамма-каротаж

Кривая компенсированного акустического каротажа

Каверномер

Глубина, футы

Скорость закачки

Результаты исследования вертушкой Перед использова- После использованием ГНКТ в качестве ния ГНКТ в качестве транспортера транспортера (дебит газа), (дебит газа), млн. куб. футов/сутки млн. куб. футов/сутки

1,0

0 (Приток не интенсифицирован)

0,40

0,72

1,0

2,4 Общий дебит газа

Всего 2,0

Всего 4,52

Рис. 12. Результаты оценки, выполненной до (слева) и после (справа) интенсификации притока. Результаты каротажных исследований в эксплуатационной скважине 4-21-27-5W5M, пробуренной на отложения Викинг, подтвердили, что избирательная интенсификация притока гидроразрывом по методике CoilFRAC, проведенная в каждом из продуктивных пластов в отложениях Викинг, улучшила эксплуатационные характеристики и повысила общий дебит газа (справа).

труб и ограниченными давлениями. Применение способа CoilFRAC связано с использованием альтернативных проектов образования трещин, специальных жидкостей, оборудования ГНКТ высокого давления и комплексных бригад, способных обеспечить эффективную интенсификацию притока и безопасную работу.7 Скорость закачки, параметры жидкостей, объемы обработки, напряжения в естественно залегающих породах и характеристики пласта определяют величину результирующего давления, которое нужно развить на забое скважины, чтобы создать трещины, имеющие определенную геометрию, т. е. заданную ширину, высоту и длину. Для того, чтобы создать трещины желаемой высоты и переместить проппант по всей ее длине, требуются минимальные скорости закачки. Для достижения желаемой проводимости трещин нужно использовать минимальную концентрацию проппанта . Внутренние диаметры (ВД) колонн ГНКТ меньше ВД стандартных НКТ, используемых при обычной операции гидроразрыва пласта. При скоростях закачки, требуемых для гидроразрыва пластов и больших потерях давления на трение при перемещении содержащих проппант растворов нередко возникает необходимость повышения давления обработки выше безопасных пределов, установленных для поверхностного оборудования и ГНКТ. Использование ГНКТ большего диаметра уменьшает давление на преодоление трения, но увеличивает стоимость оборудования, транспортировки и эксплуатационного обслуживания и может оказаться практически невыгодным в случае скважин малого диаметра и скважин с одним стволом. Это означает, что скорости обработки и объемы проппанта в случае гидравлического разрыва пласта с помощью ГНКТ должны быть меньше соответствующих параметров при традиционной методике гидроразрыва. Проблема состоит в том, чтобы достичь таких скоростей закачки и концентраций проппанта, при которых проппант эффективно переносится в нужные места и создаются трещины требуемой геометрии. Для проведения гидравлического разрыва пластов с помощью ГНКТ требуются нетрадиционные оборудование и методики обработки, обеспечивающие приемлемый уровень давлений на поверхности и не ухудшающие результаты интенсификации притока. Характеристика коллектора играет ключевую роль в успешном проведении интенсификации притока. Как и при выполнении гидравлического разрыва по общепринятой методике, обработка с применением ГНКТ должна приводить к образованию такой гео-

Нефтегазовое обозрение

метрии трещин, которая обеспечивает оптимальную интенсификацию притока из коллектора. Предпочтительный подход состоит в расчете такого расписания закачки, которое согласует требуемые скорости закачки и оптимальные концентрации проппанта с ограничениями, наложенными на давления обработки при использовании ГНКТ. Выбор жидкости разрыва зависит от характеристик коллектора и приемистости пласта, условий на забое скважины, требуемой геометрии трещин и характера перемещения проппанта. При обработке по методике CoilFRAC применяются такие жидкости, как линейные или низкополимерные системы на водной основе и не содержащие полимеров вязкоупругие поверхностно-активные (ВУПА) жидкости ClearFRAC.8 В прошлом достаточную для транспортировки проппанта вязкость жидкостей обеспечивали полимеры. Однако, образующийся от таких жидкостей остаток, может нарушать плотность упаковки проппанта и снижать сохранившуюся проницаемость. Инженеры зачастую увеличивают объем проппанта для того, чтобы компенсировать любое уменьшение проводимости трещин, но с ростом концентрации проппанта трение раствора возрастает по экспоненте и может ограничить эффективность обработок по методике CoilFRAC. Возрастание давлений обработки на поверхности из-за потерь давления на трение является доминирующим фактором при проведении гидравлического разрыва с применением ГНКТ. Поэтому снижение величины давления на выходе поверхностных насосов имеет решающее значение для использования методики CoilFRAC, особенно при обработке глубокозалегающих коллекторов. Из-за своего уникального молекулярного строения, жидкости ВУПА характеризуются на две трети меньшими значениями потерь давления на трение, чем полимерные жидкости (рис. 13). Жидкости марки ClearFRAC не оставляют осадка и могут обеспечить надлежащую проводимость трещин при меньших концентрациях проппанта и при допустимых давлениях обработки на поверхности. Это обстоятель7. Olejniczak SJ, Swaren JA, Gulrajani SN and Olmstead CC: “Fracturing Bypassed Pay in Tubingless Completions,” paper SPE 56467, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, October 3-6, 1999. Gulrajani SN and Olmstead CC: “Coiled Tubing Conveyed Fracture Treatments: Evolution, Methodology and Field Application,” paper SPE 57432, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, USA, October 20-22, 1999. 8. Chase B, Chmilowski W, Marcinew R, Mitchell C, Dang Y, Krauss K, Nelson E, Lantz T, Parham C and Plummer J: “Clear Fracturing Fluids for Increased Well Productivity,” Oilfield Review 9, no. 3 (Autumn 1997): 20-33.

Весна 2003

Давление на поверхности, тыс. фунтов на кв. дюйм

Чтобы оценить рост добычи из пластов, которые подверглись гидроразрыву с помощью ГНКТ, в эксплуатационной скважине 4-21-275W5M были проведены каротажные исследования как до проведения обработки, так и после нее (рис. 12). Перед гидроразрывом дебит скважины составлял 2 млн. куб. футов газа в сутки (57 300 куб. м в сутки), причем приток поступал из двух интервалов. После обработки пяти интервалов по методике CoilFRAC дебиты газа возросли до 4,5 млн. куб. футов в сутки (128 900 куб. м в сутки), причем приток поступал из четырех. Компания Olympia Energy сэкономила по 300 тыс. долларов на каждой скважине только благодаря использованию методики CoilFRAC для интенсификации притока гидроразрывом пластов в скважинах, пробуренных на месторождении Уайлдкет Хиллз до отложений Викинг. Была проведена повторная оценка одной из первых газовых скважин, пробуренных на отложения Викинг, и ее определили в качестве кандидата на проведение интенсификации притока с помощью ГНКТ.

Жидкость ВУПА марки ClearFRAC Полимерная жидкость-носитель

Длина колонны ГНКТ, футы

Рис. 13. Влияние понижающих трение жидкостей. По мере того как область применения способа CoilFRAC распространяется на более глубокие скважины, жидкости с низким трением будут играть ключевую роль в обеспечении успеха в будущем. На приводимом графике сравниваются зависимости поверхностного давления обработки от глубины для случая 2-дюймовых ГНКТ при использовании жидкости разрыва на полимерной основе и вязкоупругой поверхностно-активной (ВУПА) жидкости марки ClearFRAC, причем концентрация проппанта в обеих жидкостях составляет 480 кг/м3.

ство облегчает проектирование оптимальной системы трещин. Указанные характеристики жидкости делают проведение гидравлического разрыва пласта с помощью ГНКТ практически осуществимым при обычно наблюдаемых глубинах скважин. Другим преимуществом жидкостей ClearFRAC является то, что скорость их закачки менее существенно влияет на геометрию трещин. Лучше контролируется увеличение высоты трещин, что приводит к получению эффективных трещин большей длины. Последнее особенно важно при обработке тонких и близкорасположенных пластов. Жидкости, имеющие в своей основе ВУПА, также менее чувствительны при температурах на забое и условиях, которые заставляют жидкости разрыва разрушаться преждевременно. Если закачка прекращается из-за какого-то осложнения в работе или по причине перекрытия трещин проппантом, в этом случае устойчивые суспензионные и транспортные характеристики жидкостей ClearFRAC не позволяют проппантам осаждаться слишком быстро, особенно между чашками уплотнителей изолирующего инструмента с двойной изоляцией. Данное свойство обеспечивает необходимое время для очистки от остатков проппанта и уменьшает риск прихвата труб. Кроме того, подобные жидкости помогают преодолевать

ситуации, характеризующиеся высокой степенью риска, например, при бурении сильно наклоненных или горизонтальных скважин, когда осаждение проппанта также может привести к осложнениям. Извлечение обрабатывающих жидкостей очень важно в тех случаях, когда целевые пласты имеют низкую проницаемость или низкие забойные давления. Другим преимуществом жидкостей разрыва на основе ВУПА является более эффективная откачка скважины до чистого продукта после проведения мероприятий по интенсификации притока. Промысловый опыт показал, что жидкости ВУПА полностью распадаются при контакте с углеводородами залежи несмотря на продолжительное воздействие на них пластовой температуры, и легко переносятся в скважину извлекаемыми жидкостями. При использовании жидкостей ВУПА сохранившаяся проницаемость близка к 100% от ее первоначальной величины. Кроме того, обработка и извлечение жидкостей из всех зон сразу повышает процент выноса жидкости и улучшает очистку трещин. Для работы при высоких давлениях нагнетания используются высокопрочные ГНКТ диаметром от 1 3/4 до 2 7/8 дюйма. ГНКТ, предназначенные для выполнения работ по гидравлическому разрыву пластов, изготовляются из первосортных сталей, обладающих

высоким пределом текучести и большим давлением разрыва. Например, ГНКТ диаметром 1 3/4 дюйма и пределом текучести 90 000 фунтов на кв. дюйм (621 МРа) имеет номинальное давление разрыва 20 700 фунтов на кв. дюйм (143 МРа) и может выдержать сминающее давление в 18 700 фунтов на кв. дюйм (129 МРа). Перед началом закачки ГНКТ проходят гидростатическое испытание давлением, составляющим приблизительно 80% от номинального давления разрыва, т. е. 16 700 фунтов на кв. дюйм (115 МРа) для указанной выше колонны диаметром 1 3/4 дюйма. Максимальное давление на насосе устанавливается равным 60% от расчетного давления разрыва, т. е. около 12 500 фунтов на кв. дюйм (86 МРа) для данного примера. Поскольку потери давления на трение создаются всей колонной ГНКТ, независимо от того какая доля ее опущена в скважину, длину намотанных на барабан ГНКТ нужно оставлять минимально необходимой для обработки самых глубоких интервалов. Высказывалось мнение, что под действием центробежной силы проппант будет стачивать внутренние стенки ГНКТ, намотанных на барабан. Однако, визуальный осмотр и ультразвуковое исследование, проведенные до и после проведения гидравлического разрыва, не обнаружили эрозии внутренней поверхности ГНКТ. Была обнаружена только небольшая эрозия соединительных муфт ГНКТ после проведения девяти операций по гидравлическому разрыву пластов. При столь высоких давлениях, используемых при проведении гидравлических разрывов, огромное значение приобретает соблюдение мер безопасности при работе. Например, во время закачки запрещается нахождение персонала возле устьевых головок или оборудования, использующего ГНКТ. При выполнении работ по гидроразрыву пластов с использованием ГНКТ необходимо применять специальное поверхностное оборудование и новаторские приспособления, которые обеспечивают безопасную работу и решают все проблемы, возникающие в случае перекрытия трещин проппантом.9 На поверхности такое оборудование ГНКТ, как быстросрабатывающие газовые предохранительные клапаны, дистанционно управляемые манифольды для гидравлического разрыва и модификации барабанов для ГНКТ и манифольдов, позволяет осуществлять быструю перекачку абразивных растворов. При избирательной интенсификации притока большое значение имеет также точный

контроль глубин. Неточное размещение ГНКТ приводит к появлению таких серьезных и дорогостоящих осложнений, как перфорирование за пределами нужного интервала, размещение песчаной пробки не на том месте, неправильное размещение нструмента с двойной изоляцией или интенсификация притока из ошибочного пласта. Инструменты с двойной изоляцией должны располагаться точно против перфорированных интервалов. Используются пять типов замеров глубины, а именно: стандартное измерение уровня намотки по мере того, как ГНКТ сматывается с барабана; система слежения за глубиной в нагнетательной головке; механические локаторы муфтовых соединений обсадных труб и две новые независимые системы, используемые «Шлюмберже», т. е. измерение на поверхности с помощью универсального монитора для измерения длины колонны труб УМДКТ (Universal Tubing-Length Monitor) и скважинный локатор муфтовых соединений обсадных труб DepthLOG. В прошлом погрешность стандартных замеров глубины по ГНКТ в лучших условиях равнялась приблизительно 30 футам (9,1 м) на 10 000 футов (3048 м) и составляла 200 футов (61 м) на 10 000 футов в худших случаях. Поверхностные измерения с помощью двухколесной системы УМДКТ являются самоустанавливающимися на ГНКТ, сводят к минимуму проскальзывания, обладают повышенной износоустойчивостью и позволяют измерять длину трубы в нерастянутом состоянии (рис. 14).10 Такие особенности, как два измерительных колеса, изготовленные из износоустойчивых материалов, обработка данных на месте производства работ и плановая калибровка исключают влияние износа колес на повторяемость поверхностных измерений и обеспечивают автоматическую избыточность в дополнение к возможности обнаружения проскальзывания. Прочими факторами, снижающими точность и надежность измерений, являются загрязнение и наросты на поверхности колес, а также тепловые воздействия, приводящие к изменению размеров колес. Система предотвращения образования наростов препятствует загрязнению поверхностей колес. Степень деформации ГНКТ в скважине оценивается посредством математического моделирования. Математическая модель ствола скважины формирует график распределения температур, с помощью которого моделируются тепловые деформации трубы. Полную деформацию можно оценить с по-

грешностью около 5 футов (1,5 м) на 10 000 футов. Комплексирование более точных измерений на поверхности с моделированием и усовершенствованными рабочими процедурами позволяет достичь точности измерений приблизительно в 11 футов (3,4 м) на 10 000 футов и повторяемости измерений приблизительно в 4 фута (1,2 м). В большинстве случаев достигнутая точность составляет менее 2 футов (0,6 м). В прошлом глубинные поправки, получаемые с помощью каротажа на кабеле внутри ГНКТ, или запоминающих зондов гамма-каротажа путем нанесения краской прямо на ГНКТ «флажков», или с помощью механических локаторов муфтовых соединений обсадных труб часто оказывались неточными, дорогостоящими и на их получение уходило много времени. В настоящее время «Шлюмберже» пользуется беспроводным зондом марки DepthLOG, который обнаруживает магнитные вариации в муфтовых соединениях обсадных труб во время опускания зонда в скважину и посылает сигнал на поверхность путем изменения гидравлического давления. Значения глубин находятся быстро и точно сравнением с базисной линией корреляционных кривых гамма-каротажа. Использование беспроводной технологии позволяет уменьшить число рейсов ГНКТ в скважину

и сэкономить до 12 часов на каждой работе по гидравлическому разрыву и интенсификации. Ранее, после гидравлического разрыва пласта, проводились, если требовалось, отдельные работы с ГНКТ для очистки пласта от излишнего количества проппанта. Однако, при выполнении гидравлического разрыва с помощью ГНКТ требуются объединенные усилия со стороны персонала, занятого гидроразрывом и работой с ГНКТ. Первоначально, когда эти рабочие бригады стали работать вместе, им пришлось быстро и многому учиться, чтобы уменьшить время, необходимое для выполнения различных операций. Последующие проекты CoilFRAC помогли поднять эффективность работ и уменьшить время затрачиваемое на заканчивание скважин. Для того, чтобы еще более повысить эффективность работ, «Шлюмберже» организовала специализированные бригады CoilFRAC, призванные совместить опыт выполнения работ с ГНКТ с практикой гидроразрыва пласта.

Отложения Васач

месторождение Гайавата Денвер КОЛОРАДО Гранд-Джанкшен

США

Возрождение старых месторождений Texaco Exploration and Production Inc. (ТEPI), которая в настоящее время является одной из компаний корпорации ChevronTexaco, продлила производительную жизнь месторождения Уэст Гайавата, расположенного в графстве Моффет, шт. Колорадо, США, применив методики CoilFRAC.11 Открытое в 1930-х годах, это месторождение состоит из 18 продуктивных пластов, залегающих в пределах общего интервала мощностью более 3500 футов (1067 м). Газ добывается из отложений Васач (Wasatch), Форт Юнион (Fort Union), ФоксХиллз (Fox Hills), Льюис (Lewis) и Месаверде (Mesaverde) (рис. 15). Ранее скважины заканчивались спуском обсадных колонн диаметром 4,5, 5 или 7 дюймов и интенсификацией притока посредством обычного гидравлического разрыва в несколько стадий. 9. Закупорка трещин вызывается проппантом, который перекрывает трещины, прекращает доступ жидкости в трещины и их рост. Если закупорка происходит в начале обработки, давление нагнетания может стать слишком большим, и работа может быть остановлена до тех пор, пока не будут созданы трещины оптимального размера. 10. Pessin JL and Boyle BW: “Accuracy and Reliability of Coiled Tubing Depth Measurement,” paper SPE 38422, presented at the 2nd North American Coiled Tubing Roundtable, Montgomery, Texas, USA, April 1-3, 1997. 11. DeWitt M, Peonio J, Hall S and Dickinson R: “Revitalization of West Hiawatha Field Using CoiledTubing Technology,” paper SPE 71656, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, September 30-October 3, 2001.

Рис. 14. Двухколесное устройство для измерения глубин на поверхности (универсальный монитор для измерения длины колонны труб УМДКТ)

Нефтегазовое обозрение

Глубина, футы

Весна 2003

Форт Юнион

Фокс-Хиллз

Льюис

Месаверде

Интервалы перфорации

Рис. 15. Продуктивные горизонты месторождения Гайавата. На месторождении Гайавата, расположенном на северо-востоке штата Колорадо, продуктивные пласты всегда объединялись в интервалы мощностью 150–200 футов (46–61 м), и проводилась интенсификация их притоков путем однократного проведения гидравлического разрыва пластов. Продуктивные пласты малой мощности объединялись с более мощными, а иногда и вовсе пропускались, чтобы избежать снижения эффективности интенсификации притока из более продуктивных пластов. Чтобы обработать весь ствол, все же требовалось многократно выполнять гидравлические разрывы интервалов. Каждый подвергаемый гидравлическому разрыву интервал изолировался с помощью песчаной или мостовой пробки. Трудно было обосновать вскрытие маломощных продуктивных пластов, способных производить от 100 до 200 тысяч куб. футов газа в сутки (от 2832 до 5663 куб. м в сутки).

Дебит газа, тыс. куб. футов в сутки

Глубина скважины, футы Глубина скважины, футы 2

Половина длины трещины, футы

Рис. 16. Оценка эффективности интенсификации притока путем гидравлического разрыва одного интервала на месторождении Гайавата. В отсутствие избирательной изоляции отдельных продуктивных пластов, изменения в градиенте давления гидроразрыва затрудняют оптимизацию длины трещин путем одной традиционной обработки и перфорирования с ограниченным входом. Два продуктивных пласта в отложениях Васач, объединенные в один интервал, были однократно обработаны с целью интенсификации притока. Полученные графики математического моделирования гидравлического разрыва пласта с помощью программы StimCADE указывают на то, что почти две трети массы проппанта оказались размещенными в верхнем интервале (вверху). Это приводит к образованию более широкой и проводимой трещины, половина длины которой почти на 50% больше, чем в нижнем интервале (внизу). Если зон больше чем две, указанная проблема еще более осложняется изменениями в продуктивных пластах от скважины к скважине.

виды и эффективность необходимых операций для увеличения дебита скважин. При этом выводы основывались на качестве коллекторов, сохранности цементного кольца, давности проведения заканчивающих процедур и сохранности ствола скважин. После успешного проведения операций по увеличению дебита скважины №3 на участке Дункан 1 были намечены новые участки для бурения. Самым трудным оказалось выработать такую стратегию,

Гидравлический разрыв пласта по общепринятой методике

Рис. 17. Анализ результатов применения гидравлического разрыва пласта с помощью ГНКТ на месторождении Гайавата. На диаграмме представлено сравнение уровней добычи из скважин, законченных по методике избирательной изоляции и интенсификации притока CoilFRAC (красная кривая), и из скважин, в которых ранее были произведены гидравлические разрывы пласта по общепринятой методике (черная кривая). Среднесуточные дебиты скважин для каждого месяца были нормированы к нулевому времени и нанесены на график для первых шести месяцев. Начальная добыча газа из скважин, законченных по методу CoilFRAC, равнялась приблизительно 787 тысяч куб. футов в сутки (22 500 куб. м газа в сутки) или на 114% больше, чем прежние дебиты.

от 0,0 до 0,1 от 0,1 до 0,2 от 0,2 до 0,3 от 0,3 до 0,4 от 0,4 до 0,5 от 0,5 до 0,6 от 0,6 до 0,7 от 0,7 до 0,8 > 0,8

Обычно интенсификация начиналась с обработки нижних пластов и затем переходили к верхним до тех пор, пока не достигались удовлетворительные дебиты. В результате того, что на продуктивные зоны малой мощности часто не обращали внимания, на месторождении возникал некий потенциал добычи из неразработанных пластов. В 1999 году ТEPI оценила величину пропущенных продуктивных пластов на месторождении, чтобы определить

В среднем +787 тыс. куб. футов в сутки

Месяцы добычи

Концентрация проппанта, фунтов на кв. фут

2,8 3,6 -0,2 -0,1 0 0,1 0,2 Напряжение, Ширина трещины тыс. фунтов на кв. дюйм в стволе скважины, дюймы

Гидравлический разрыв пласта по методике CoilFRAC

которая могла бы эффективно интенсифицировать все продуктивные пласты в процессе проведения начальных операций по заканчиванию скважин. Для избирательной интенсификации притоков из продуктивных пластов Васач и Форт Юнион, которые состоят из многочисленных пластов мощностью от 5 до 60 футов (от 1,5 до 18 м), залегающих на глубинах от 2000 до 4000 футов (от 600 до 1200 м), нефтяная

Нефтегазовое обозрение

компания выбрала методику CoilFRAC. Эта методика обеспечивает гибкость при проектировании оптимальных режимов создания трещин в каждой продуктивной зоне, а не только при расчете больших работ, когда обрабатываются несколько зон на больших интервалах разреза. В первой из пробуренных скважин были выполнены индивидуальные обработки по методу CoilFRAC 13 зон в течение трех дней. Семь зон были обработаны за один день. Средний дебит этой скважины за первый месяц эксплуатации составил 2,3 млн. куб. футов газа в сутки (65 900 куб. м в сутки). Во второй из пробуренных скважин были проведены восемь обработок за один день. Средний дебит второй скважины за первый месяц составил 2 млн. куб. футов в сутки. Давления обработки изменялись от 3200 фунтов на кв. дюйм (22 МРа) до максимально допустимого в 7000 фунтов на кв. дюйм (48 МРа). Зоны, отстоящие одна от другой на 10–15 футов (3–4,6 м), были подвергнуты гидравлическому разрыву при отсутствии связи между интервалами. Пробные закачки подтвердили, что градиенты давления гидроразрыва пласта между зонами изменялись от 0,73 до 1 фунта на кв. дюйм/фут (от 16,5 до 22,6 кРа/м). Изме-

Весна 2003

нение градиента давления гидроразрыва для каждой зоны подтвердило опасения возникновения осложнений, связанные с интенсификацией притока из нескольких зон одновременно путем применения обычных последовательных обработок (рис. 16). Кроме проведения с переменным успехом восьми операций по увеличению дебита скважин, в период с мая 2000 г. по июль 2001 г. на месторождении Гайавата было успешно пробурено девять скважин. Новые скважины были закончены проведением операций по интенсификации притока по методу CoilFRAC из продуктивных пластов в отложениях Васач и Форт Юнион и выполнением обычного гидравлического разрыва более протяженных интервалов в отложениях Фокс-Хиллз, Льюис и Месаверде, залегающих ниже 4000 футов (1220 м). Чтобы количественно оценить результаты интенсификации притока с помощью ГНКТ, было проведено сравнение результатов заканчивания скважин по методике CoilFRAC с результатами, полученными по скважинам, в которых проводился гидравлический разрыв пласта по общепринятой методике в период с 1992 г. по 1996 г. (рис. 17). После заканчивания скважин по методике CoilFRAC средние дебиты выросли на 787 тысяч куб. футов в сутки (22 500 куб. м

в сутки) или на 114%. Однако, если запасы извлекаются из близко расположенных скважин, величина добычи из отдельных скважин может ввести в заблуждение. Если между скважинами существует интерференция, то добыча на месторождении не возрастет, как ожидалось, так как естественное падение давления должно привести не к увеличению, а к уменьшению добычи из новых скважин. В результате выполнения программы бурения 12 скважин добыча на месторождении Гайавата возросла с 7 до 16 млн. куб. футов в сутки (с 200 500 до 460 000 куб. м в сутки) в период с 1993 г. по 1996 г. Добыча снова возросла вдвое с 11 до 22 млн. куб. футов в сутки (с 315 000 до 630 000 куб. м в сутки) в результате проведения операций по увеличению дебитов скважин и того, что новые скважины заканчивались в основном с проведением интенсификации притока с использованием ГНКТ. В настоящее время уровень добычи на месторождении самый высокий за последние 80 лет. Считается, что интенсификация притока отдельно из каждой зоны во время проведения начальных заканчивающих операций играет ключевую роль в вопросе увеличения добычи и степени извлечения запасов из этого старого месторождения.

Рис. 18. Изолирующие инструменты серии CoilFRAC Mojave. Начав с одиночных механических пакеров и продолжив разработкой сочетаний уплотнений из эластомера с пакерами и самых ранних версий приборов с изолирующими уплотнениями из эластомера, серия приборов CoilFRAC расширилась за счет включения в нее специально сконструированных устройств с двойной изоляцией. Эффективность зонной изоляции с помощью устройств с двойной изоляцией CoilFRAC была увеличена в результате применения более надежных технологий уплотнения. Кольцевой путь потока внутри устройства позволяет легко его размещать и извлекать.

Верхняя оправкафильтр Верхний уплотнительный элемент

Разъединитель равновесного давления

Блочные секции Внутренняя оправка, кольцевое пространство прибора и обходный путь флюида Переводник с отверстиями

Обходной путь флюида Нижний уплотнительный элемент Элемент, направленный вниз

Отверстие сброса Нижняя оправка-фильтр Клапан сброса раствора

Скважинные приборы Изолирующие инструменты развивались одновременно с развитием методики обработки скважин CoilFRAC и с учетом требований, возникающих при интенсификации притока в различных практических условиях. Работы по гидравлическому разрыву пласта с применением ГНКТ проводятся в наиболее динамичных ус-

ловиях интенсификации притока из коллекторов. Обработки выполняются в действующих скважинах при пластовых температурах и давлениях, причем с завершением каждой операции избирательной интенсификации притока указанные условия меняются. Поэтому постоянно растущий спрос на их проведение в более глубоких скважинах требует, чтобы изоли-

рующие инструменты были более надежными и многократно устанавливаемыми. Осознавая необходимость свести к минимуму производственные и финансовые риски и уменьшить влияние таких нежелательных последствий, как выпадение проппанта, «Шлюмберже» разработала серию скважинных приборов CoilFRAC Mojave (рис. 18). Эта

Нефтегазовое обозрение

усовершенствованная система с двойной изоляцией включает в себя три технологии, т. е. разъединитель равновесного давления, блочный узел разноса с перфорированным переходником и клапан сброса раствора. Действуя совместно, эти компоненты обеспечивают избирательное размещение последовательных процедур интенсификации притока с помощью кислотной обработки или гидравлического разрыва пласта с закачкой в трещины проппанта, либо выполнение обработки породы кислотой, контроль за песком без фильтров или подавление образования твердых отложений в течение одного рейса с помощью ГНКТ. Разъединитель равновесного давления обладает свойствами механического разъединителя срезаемого типа, который уравновешен по давлению с давлением обработки в случае использования ГНКТ. На срезаемые шпильки передаются только механические нагрузки от ГНКТ, давление обработки не влияет на исполнение освобождающей функции срезаемой шпилькой. Это уменьшает вероятность прихвата или падения инструмента в скважине в результате неожиданного повышения давления обработки на забое скважины во время интенсификации притока по методике CoilFRAC, например, из-за выпадения проппанта. Разъединитель равновесного давления позволяет глубоко опускать ГНКТ, поскольку разъединителю не нужны дополнительные срезаемые шпильки, учитывающие напряжения сжатия, возникающие во время обработки. Если инструмент застрял, его можно выловить овершотом или внутренней ловильной шейкой. Изолирующий инструмент серии CoilFRAC Mojave имеет противостоящие чашки из эластомера, рассчитанные на обсадные трубы диаметром от 4,5 до 7 дюймов. Инструмент может работать в вертикальных и горизонтальных скважинах и не имеет механических шлипсов и движущихся деталей. Наличие обходного пути для жидкости внутри корпуса прибора позволяет спускать его на большие глубины, на 10 000 футов вместо менее 4000 футов. Эта конструктивная особенность уменьшает вес ГНКТ во время спусков и подъемов, что позволяет уменьшить износ эластомера, свести к минимуму поршневые и пульсирующие усилия на породы и снизить риск прихвата инструмента между зонами.

Весна 2003

Блочная конструкция и специальный перфорированный переводник для ГРП длиной 2 фута (0,6 м) позволяют собирать 4-футовые секции таким образом, чтобы расстояние между эластомерными чашками доходило до 30 футов. Переводник для ГРП CoilFRAC также содержит в себе обходной путь для жидкости и противостоит эрозии при закачивании до 300 000 фунтов (136 100 кг) песка. Можно закачивать до 500 000 фунтов (226 800 кг) покрытых смолой и изготавливаемых вручную керамических проппантов, обладающих меньшими эродирующими свойствами. Для очистки колонны гибких труб и изолирующего инструмента CoilFRAC Mojave в тех случаях, когда он используется без клапана для сброса раствора, необходима обратная промывка. Нижняя перевернутая чашка создает уплотнение во время обратной промывки, что улучшает процесс откачки скважины после проведения обработки. В инструмент встроено измерительное отверстие, предназначенное для измерения давления и температуры на забое. Поскольку клапан сброса раствора (КСР) работает под воздействием потока, двигать ГНКТ не нужно. Одна конструкция КСР двух размеров совместима со стандартными инструментами CoilFRAC Mojave диаметром от 4,5 до 7 дюймов и может работать как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах. Наличие КСР позволяет сбрасывать раствор из ГНКТ между зонами, что облегчает интенсификацию притока из коллекторов и пластов с низким давлением при градиентах давления гидроразрыва пласта меньших полного градиента давления воды, т. е. 0,4 фунтов на кв. дюйм/фут (9 кРа/м). КСР закрыт и при спуске в скважину работает как впускной клапан. Он также уменьшает повреждения, наносимые породам, при проведении многозонных обработок скважин. При откачке скважины через ГНКТ обратная промывка не нужна. Это уменьшает общую потребность в интенсифицирующей приток жидкости, исключает воздействие на окружающую среду возвращенного на поверхность раствора, уменьшает износ эластомера путем выравнивания давлений по обе стороны от уплотнительных чашек из эластомера и уменьшает абразивный износ колонны ГНКТ и оборудования на поверхности.

Оптимизация добычи в южном Техасе Samedan Oil Corporation осваивает месторождение Северный Ринкон (North Rincon) в южном Техасе, добывая газ из различных пластов формации Виксбург (Vicksburg), залегающих на глубине от 6000 до 7000 футов (от 1800 до 2100 м). Скважина Мартинес (Martinez) В54, законченная в одиночной зоне мощностью 25 футов (7,6 м), имела начальный дебит, равный 4,5 млн. куб. фута в сутки, прежде чем дебит упал до 1 млн. куб. футов в сутки. В декабре 2000 года корпорация Samedan решила выполнить первый гидравлический разрыв этой зоны, а также вскрыть более глубокий продуктивный пласт в скважине Мартинес В54. По данным каротажа в открытом стволе были выявлены еще несколько продуктивных зон, которые были преднамеренно пропущены из-за их низкой рентабельности. В феврале 2001 года «Шлюмберже» организовала комплексную группу с целью разработки проекта заканчивания скважины и проведения оценочных работ на основе известных петрофизических и коллекторских свойств, используя для этого инициативу оптимизации интенсификации притока PowerSTIM.12 Корпорация Samedan и группа PowerSTIM проанализировали данные по скважине с целью определения размеров залежи и остаточных запасов эксплуатируемой в настоящее время зоны. Расчеты показали, что площадь дренажа составляет 19 акров (7700 кв. м), а находящееся поблизости геологическое несогласие играет роль барьера. Ход добычи и результаты анализа по программе NODAL подтвердили уровень добычи в 1 млн. куб. футов в сутки и показали, что, учитывая ограниченную площадь дренажа и небольшое разрушение пласта, оставшиеся запасы могут быть добыты в течение нескольких месяцев.13 Данный интервал разреза не 12. Al-Qarni AO, Ault B, Heckman R, McClure S, Denoo S, Rowe W, Fairhurst D, Kaiser B, Logan D, McNally AC, Norville MA, Seim MR and Ramsey L: “From Reservoir Specifics to Stimulation Solutions,” Oilfield Review 12, no. 4 (Winter 2000/2001): 42-60. 13. Анализ по программе NODAL соединяет возможности залежи поставлять жидкости в скважину с возможностями труб направлять поток на поверхность. В названии способа отражены дискретные точки — узлы — в которых независимые уравнения описывают входящий и исходящий потоки, связывая между собой потери давления и дебиты жидкости от внешних границ залежи через вскрытую поверхность пласта вверх по эксплуатационной колонне и через поверхностные установки, закачивающие в складские емкости. Этот способ позволяет рассчитывать дебиты, которые скважины способны обеспечивать, и помогает определить влияние разрушений или поверхностей, перфораций, интенсификации притока, давления на устье или на сепараторе и размеров труб или штуцеров. На основе ожидаемых параметров залежи и скважины можно также оценить будущую добычу.

Эффективная мощность, футы

Зона

Пористость, %

Водонасыщение, %

ТЕХАС

Анализ жидкости

Вода Газ Нефть

Глубина Истин. прониц.

тельные объемы дополнительных запасов оставались нетронутыми за трубой. Группа PowerSTIM рекомендовала провести работы по избирательной изоляции способом CoilFRAC с оптимизированной схемой трещин, чтобы вскрыть и по отдельности интенсифицировать приток из всех пяти пропущенных зон. Для подачи жидкости разрыва и проппанта с требуемой скоростью была выбрана колонна ГНКТ диаметром 2 дюйма. Исследования, выполненные с помощью прибора для картирования цементного кольца в скважинах малого диаметра SCMT, подтвердили целостность цементного кольца и наличие надлежащей изоляции зон за обсадной колонной в пределах интервалов предполагаемого вскрытия пластов. Перед проведением работ по способу CoilFRAC имеющаяся перфорация была зацементирована. В мае 2001 года Samedan и «Шлюмберже» провели избирательную интенсификацию притока по методу CoilFRAC из пяти интервалов (рис. 19). В первый день указанные пять зон были перфорированы с применением первоклассных глубоко проникающих зарядов

PowerJet, чтобы получить максимально большие входные отверстия перфорации и глубину проникновения в коллектор. После перфорирования, в процессе испытания перед интенсификацией притока из объединенных зон был получен дебит газа, равный 1,1 млн. куб. футов в сутки (31 500 куб. м в сутки). На второй день каждая зона была последовательно изолирована с помощью 5-дюймового инструмента с двойной изоляцией марки CoilFRAC Mojave и подверглась гидравлическому разрыву с применением неразрушающей пласт жидкости ClearFRAC и 136 000 фунтов (61 700 кг) керамического проппанта ручного изготовления. Все пять зон были обработаны в течение 24 часов. Скорости закачки изменялись от 8 до 10 баррелей в минуту (от 1,3 до 1,6 куб. м/мин), а давления обработки достигали 11 000 фунтов на кв. дюйм (76 МРа). Ввиду возможных больших дебитов газа, на конечной стадии закачки в рабочую жидкость добавлялись волокна PropNET, чтобы предотвратить вынос проппанта.14

Нефтегазовое обозрение

Добыча газа, млн. куб. футов в сутки

Доля от общей добычи, %

от X370 до X380

4,3

от X502 до X510

0,17

3,4

от X860 до X870

0,32

6,4

от X922 до X930

0,21

4,2

от X990 до X998

Итого

Рис. 20. Результаты интенсификации притока из пяти зон в скважине Мартинес В54.

Когда все зоны были объединены и испытаны, дебит превысил 5,1 млн. куб. футов газа в сутки (146 000 м3/сутки) и 120 баррелей конденсата в сутки (19 м3/сутки), что соответствовало прогнозируемым объемам добычи. Данные исследования вертушкой в эксплуатационной скважине показали, что интенсификация притока из четырех зон в отложениях Виксбург прошла успешно (рис. 20). Месяц спустя дебит этой скважины все еще составлял около 5 тысяч куб. футов в сутки, что не соответствовало ожидаемому ходу падения добычи. Период добычи был оценен в три месяца. Инженеры корпорации Samedan произвели оценку еще трех пробуренных скважин, но ни одна из новых скважин не подходила для проведения в ней интенсификации притока гидравлическим разрывом пласта с применением ГНКТ. Вскрытие пяти зон в течение одного рейса уменьшило риск разрушения пород из-за многочисленных вторжений в скважину и риск поршневания жидкости, сопутствующий гидравлическому разрыву, выполняемому по общепринятой методике, и применению соединенных муфтами труб и стандартных скважинных приборов. На обработку по способу CoilFRAC ушло всего два дня, а на выполнение гидравлического разрыва пяти интервалов понадобилось бы почти две недели.

Рис. 19. Скважина Мартинес В54 на месторождении Северный Ринкон в южном Техасе (напечатано с разрешения нефтяной корпорации Samedan).

рассматривался в качестве объекта для проведения интенсификации притока. Корпорация Samedan решила завершить добычу из разрабатываемой зоны, прежде чем вскрывать наиболее привлекательные пропущенные зоны. Повторная интерпретация каротажных данных выявила высококачественный продуктивный пласт эффективной мощностью 77 футов (23 м) и значительные извлекаемые запасы, содержащиеся в пяти более глубоких зонах в пределах интервала, общая мощность которого превышала 700 футов (213 м). В соответствии с традиционной методикой интенсификации притока требовалось выполнить перфорирование с ограниченным входом для отвода больших объемов жидкости и проппанта, закачиваемых с большой скоростью для того, чтобы охватить и разорвать весь указанный интервал разреза. Нефтяная компания рассмотрела вопросы об установке эксплуатационной колонны и пакера ниже имеющейся перфорации и о вскрытии только одной или двух самых верхних из пропущенных зон. Однако, при таком подходе значи-

Водонасыщение

Связанная вода Газ Кварц Нефть Газ Вода Нефть Перемещ. углев. Вода Перемещ. вода Остаточная вода Перемещ. углев. Перемещ. вода

Глубина интервалов перфорации, футы

14. Armstrong K, Card R, Navarrete R, Nelson E, Nimerick K, Samuelson M, Collins J, Dumont G, Priaro M, Wasylycia N and Slusher G: “Advanced Fracturing Fluids Improve Well Economics,” Oilfield Review 7, no. 3 (Autumn 1995): 34-51.

Весна 2003

Глубина, футы Вскрытие пласта без фильтров

Обработка с применением химических ингибиторов Породы

Обсадная колонна Перфорация

Покрытый смолой проппант или песок, удерживаемый на месте с помощью волокна PropNET

ТАИЛАНД

Трещина ЛАОС

Месторождение Дури

МАЛАЙЗИЯ

Пористый пласт или проппантная трещина, содержащая промывку с ингибитором твердых отложений или пропитанный ингибитором проппант

Область закачки пара З НЕ ДО ИН ИЯ

Рис. 21. Нетрадиционные способы обработки скважин, использующие ГНКТ. Обработка по методу CoilFRAC также может проводиться с целью химического уменьшения образования твердых отложений и борьбы с выносом проппанта. С помощью ГНКТ можно более эффективно, чем при традиционных способах обработки скважин (слева) размещать ингибиторы твердых отложений, добавленные в промывочную жидкость перед проведением гидравлического разрыва или пропитанный ингибиторами проппант. Новые способы заканчивания скважин предполагают борьбу с песком без использования механических или гравийных фильтров. В них с этой целью применяются покрытые смолой проппанты, а для предотвращения выноса проппанта и извлечения песка используются волокна PropNET (справа). Самым сложным при использовании указанных способов обработки скважин является обеспечение полного охвата всех перфорированных продуктивных пластов.

7-дюймовая поверхностная обсадная колонна 4-дюймовая эксплуатационная обсадная колонна Эксплуатационная колонна диаметром 2 3/8 дюйма

Дополнительные применения Проведение работ по интенсификации притока наряду с применением других технологий обработки скважин, использующими ГНКТ, расширяет область применения избирательных методик CoilFRAC за счет включения таких работ, как кислотный гидравлический разрыв пласта, и таких специализированных способов заканчивания скважин, как уменьшение образования твердых отложений, предупреждение выноса проппанта и борьба с песком без применения фильтров (рис. 21). Успехи в создании жидкостей, уменьшающих трение, привели к тому, что скорости закачки стали достаточными для того, чтобы ГНКТ и инструменты CoilFRAC могли использоваться в качестве средства механического отвода при проведении кислотного гидравлического разрыва пласта. Данная способность приобретает особенно большое значение при разработке истощенных карбонатных коллекторов, когда должны интенсифицироваться притоки из малых зон, находящихся внутри больших продуктивных интервалов. Интенсификация притоков по способу CoilFRAC позволяет нефтяным компаниям добывать углеводороды равномерно из всех пластов, входящих в интервал, и облегчает управление разработкой залежи.

Накопление в призабойной зоне скважины твердых отложений, асфальтенов и мигрирующих илистых частиц, а также закупоривание перфорационных отверстий и оборудования для вскрытия пласта ухудшают проницаемость и могут ограничить или вообще прекратить добычу. Точное избирательное размещение по способу CoilFRAC позволяет в процессе гидравлического разрыва пласта или кислотной обработки доставлять ингибиторы твердых отложений глубоко в пласт. Добавление ингибиторов в обрабатывающие жидкости гарантирует, что весь продуктивный интервал, включая проппантную пачку, будет обработан. Другим способом уменьшения накопления твердых отложений и выноса песка является выполнение нескольких гидравлических разрывов пласта меньшего масштаба. Этот способ снижает перепад давления на поверхности пласта, что способствует уменьшению, а в некоторых случаях и предотвращению, образования окисных пленок и асфальтенов. В процессе эксплуатации снижение давления в пласте увеличивает вертикальное напряжение на продуктивные интервалы и усиливает вынос песка. Одним из выходов в данной ситуации является переход к обработке меньших интервалов, который таким образом уменьшает перепад давления на поверхности пласта.

Вскрытие пластов без песчаных фильтров Новейшие способы вскрытия пластов предотвращают вынос песка без установки на забое механических и гравийных фильтров. Для предотвращения выноса проппанта и песка в них используются покрытые смолой проппанты и волокна PropNET. Главная трудность в применении бесфильтровой технологии связана с обеспечением охвата всех перфорированных продуктивных зон. В общем случае все зависит от величины интервала. Коэффициент успешности обработки обычно уменьшается с ростом интервала. Обладая способностью к обработке нескольких зон, гидравлический разрыв пласта с помощью ГНКТ повышает эффективность вскрытия пластов без использования фильтров, снижает общие затраты и одновременно увеличивает потенциал продуктивных пластов. В результате обработок, выполненных в Северной Америке, вынос проппантов уменьшился в пять раз. РТ. Caltex Pacific Indonesia, дочерняя компания корпорации Chevron Texaco, разрабатывает месторождение Дури (Duri), расположенное в осадочном бассейне Центральной Суматры (Sumatra).15 Первоначальные дебиты были небольшими, поэтому для повышения

Нефтегазовое обозрение

Трубный насос диаметром 1 3/4 дюйма

Интервалы перфорации

Рис. 22. Продуктивные горизонты и типичная конструкция заканчивания скважины на месторождении Дури в Индонезии.

коэффициента нефтеотдачи была применена закачка пара. Закачка многих миллиардов баррелей пара на площади в 35 000 акров (14 млн. кв. м) позволила добывать 280 000 баррелей сырой нефти высокой вязкости в сутки (44 500 м3/сутки). Нефтеносные пласты представляют собой весьма рыхлые породы миоценового возраста с проницаемостью в 4000 мД (рис. 22). Общая мощность продуктивных пластов равна приблизительно 140 футам (43 м) на интервале глубин от Х430 до Х700 фу15. Kesumah S, Lee W and Marmin N: “Startup of Screenless Sand Control Coiled Tubing Fracturing in Shallow, Unconsolidated Steamflooded Reservoir,” paper SPE 74848, prepared for presentation at the SPE/ICOTA Coiled Tubing Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, April 9-10, 2002.

Весна 2003

тов. Кроме 3600 эксплуатационных скважин, нефтяная компания располагает около 1600 скважинами для закачки пара и измерения температуры. Установлено, что зоны с установившимися температурами, т. е. те, где в течение длительного времени производилась закачка пара в пласт, требуют менее интенсивной подачи тепла. Закачку пара можно снизить, что позволяет нефтяной компании превращать нагнетательные скважины в эксплуатационные. Низкие пластовые давления создают осложнения при бурении, вскрытии пластов и эксплуатации, например, потерю циркуляции, обвалы стволов скважин и вынос песка. Сильный вынос песка

приводит к частым ремонтам, связанным с заменой изношенного или прихваченного насосно-компрессорного оборудования. Малорентабельный характер скважин, первоначально законченных установкой одиночных обсадных колонн с наружным диаметром 4, 7 или 9 5/8 дюйма, ограничивает возможности обычных гравийных фильтров для борьбы с песком. В большинстве скважин фильтры не установлены из-за ограниченного доступа в скважины, малых размеров насосов и, как следствие, неблагоприятных величин дебитов. При недавних испытаниях нескольких скважин, компания-разработчик месторождения Дури использовала методику CoilFRAC для

Частота обслуживания и ремонта скважин, работ в месяц Скважина

До вскрытия пластов без фильтров

Скважина

До вскрытия пластов без фильтров

Скважина

До вскрытия без фильтров

После вскрытия пластов без фильтров

Общая длина столба песка в скважинах, футы После вскрытия пластов без фильтров

Накопленная добыча за 270 суток, баррелей После вскрытия пластов без фильтров

Добыча, баррелей на скважину

Всего жидкости Всего нефти Всего жидкости Всего нефти Дополн. нефть

После вскрытия пластов без фильтров До вскрытия пластов без фильтров

Общее количество дополнительно добытой нефти, баррелей на скважину

Рис. 23. Результаты вскрытия пластов без применения фильтров по способу CoilFRAC на месторождении Дури в Индонезии.

вскрытия пластов без применения фильтров. При этом она использовала песок, покрытый отвердевшей смолой, и схему концевого экранирования для предотвращения обратного выноса проппанта и перемещения частиц пород.16 После того, как покрытый смолой песок 16. При стандартном гидравлическом разрыве окончание трещины является конечной областью, которую нужно набивать проппантом. Схема с закупоркой кончиков трещин вынуждает проппант набиваться в концах трещин на ранних стадиях обработки. По мере закачки дополнительного количества жидкости с проппантом, трещины уже не могут распространяться глубже в пласт и начинают расширяться или пузыриться. Этот способ позволяет создавать более широкие и проводящие пути по мере того, как проппант набивается в направлении к стволу скважины.

размещен и его покрытие отвердело, набивки из проппанта оказываются запертыми на своем месте и образуют устойчивый фильтр на поверхности пласта в каналах перфорации и вокруг ствола скважины. Использование покрытого смолой проппанта для борьбы с песком без механических фильтров не является чем-то новым. В 1995 году в рамках пилотного проекта на месторождении Дури проводился традиционный гидроразрыв пласта с использованием покрытого смолой песка при вскрытии продуктивного пласта в отложениях Ринду на глубине порядка Х450 футов. При обработке в одну стадию с

использованием концевого экранирования была сделана попытка разместить покрытый смолой проппант в несколько зон в общем интервале от 50 до 100 футов (от 15 до 30 м). Этим способом не удалось достичь приемлемых результатов, так как общие интервалы были слишком велики, а покрытый смолой песок проник не во все каналы перфорации. Кроме того, вынесенный из пласта песок закрыл некоторые из нижних зон, а закачка пара не привела к отвердеванию смоляного покрытия песка в пределах всего разреза. Первоочередная задача большинства последних опробований состояла в том, чтобы полностью охватить обработкой все перфорированные интервалы и получить эффект концевого экранирования для надлежащей упаковки проппанта. Наличие непосредственного контакта между зернами и напряжения в трещине улучшило процесс отвердевания и создало прочную плотную фильтрующую среду. Тепло или жидкости на алкогольной основе способствуют отвердеванию феноловых смол. Нефтяная компания использует оба способа для того, чтобы гарантировать полное отвердение смолы. Избирательная изоляция и размещение по способу CoilFRAC обеспечили точный и полный охват перфораций. Это делает технологию вскрытия пластов без фильтров практически осуществимой альтернативой использованию гравийных или щебеночных фильтров, равно как и прежним способам вскрытия пластов без фильтров, основанным на традиционных подходах. Процедуры гидравлического разрыва и закачивания были рассчитаны на то, чтобы получить требуемую полудлину трещин и проводимость. Сравнительно малые скорости закачки контролируют охват по вертикали, а повышенные концентрации проппанта нужны для того, чтобы обеспечить проводимость трещин и получить эффект концевого экранирования. Максимальная подача обычно составляет около 6 баррелей в минуту (1 м3/мин), а концентрация проппанта равна 960 кг/м3. Необходимое количество стадий обработки в конкретной скважине определялось исходя из длины перфорированного интервала и расстояния между зонами. Для обеспечения полного охвата длина интервала должна быть менее 25 футов, а для правильной установки изолирующего инструмента расстояние между интервалами должно составлять минимум 7 футов (2 м). Нефтяная компания проверила наличие и качество цементного кольца, чтобы гарантировать изоля-

Нефтегазовое обозрение

цию пластов за трубами и избежать закачки проппанта в каналы. Дополнительное количество покрытого смолой песка, отложившееся после каждой обработки, изолировало обработанный интервал от интервалов, подлежащих обработке. После обработки всех зон, нефтяная компания оставляла скважину в покое приблизительно на 12 часов, чтобы смола отвердела и приобрела надлежащую прочность. Перед началом эксплуатации находящийся в скважине песок с частично отвердевшей смолой разбуривался. За исключением одной скважины, вскрытие пластов без применения фильтров заметно увеличило общую добычу нефти в течение девяти месяцев, в течение которых производилась оценка (рис. 23). Средняя частота неблагоприятных исходов перед тем, как стали проводиться вскрытия пластов без использования фильтров по способу CoilFRAC, составляла 0,5 на скважину в месяц. Чтобы вычистить все четыре скважины от песка, нефтяная компания потратила 36 станко-дней и задержала добычу 32 000 баррелей (5080 м3) нефти. После того, как пласты были вскрыты без использования фильтров по способу CoilFRAC, частота неблагоприятных исходов упала до 0,14 на скважину в месяц, что дало в результате лишних пять месяцев добычи нефти на скважину в год. Обработка без применения фильтров по способу CoilFRAC окупилась за время от 35 до 59 дней. Однако, оказалось, что использование покрытого смолой песка при закачке очень горячего пара имеет свои ограничения. Ранее при проведении вскрытия пластов без фильтров нефтяная компания признала необходимость использования инертных проппантов для борьбы с обратным выносом. Покрытие смолой, использованное первоначально при вскрытии пластов без фильтров по способу CoilFRAC, было термически устойчивым при температурах до 375°F (191°C), но могло разрушаться при температуре пара в 400°F (204°C). В результате, периодическая закачка пара и обратный вынос, применяемые для интенсификации добычи нефти, могли вызывать циклическое появление напряжений и разрушать набивку проппантом, что приводило к выносу песка. Предотвращение обратного выноса проппанта с помощью волокна PropNET, рассчитанного на температуры до 450°F (232°C), является одним из решений данной проблемы. При недавнем проведении восьми вскрытий пластов без фильтров на месторождении

Весна 2003

Дури нефтяная компания вместо покрытого смолой песка использовала местный песок в смеси с волоконным материалом PropNET. Для обеспечения полного охвата интервала, волокна PropNET добавлялись в течение всего процесса обработки. Для борьбы с песком без применения фильтров внедрены также методики оптимального перфорирования. По этим скважинам пока мало эксплуатационных данных, но первые результаты обнадеживают. Основные этапы развития метода избирательной интенсификации притока Избирательная изоляция пластов и интенсификация притока с использованием ГНКТ является эталоном для постановки будущих работ по увеличению дебита действующих скважин и заканчиванию новых. Метод CoilFRAC позволяет осуществлять контролируемую доставку и точное размещение обрабатывающих жидкостей и проппантов в разрабатываемые или пропущенные ранее продуктивные интервалы, практически не увеличивая стоимость работ, так как за счет уменьшения объема жидкостей и отказа от выполнения повторных операций снижаются расходы на мобилизацию, оборудование и материалы. Обработки скважин способом CoilFRAC полезно проводить для гидравлического разрыва одиночных или многопластовых зон, для защиты обсадной колонны и оборудования для вскрытия пластов, а также при разработке запасов метана из угольных пластов. Эта методика может также использоваться совместно с химическим ингибированием, изменением площади заводнения залежи, борьбой с водопроявлениями или выносом песка. Компания «Шлюмберже» выполнила более 12 000 работ по интенсификации притока путем гидравлического разрыва способом CoilFRAC в более чем 2000 скважин. В настоящее время обработки с использованием ГНКТ могут выполняться в вертикальных, наклонных и горизонтальных скважинах на измеренную вертикальную глубину до 12 200 футов (3720 м). Скорости закачки могут изменяться в диапазоне от 8 до 25 баррелей в минуту (1,3–4 м3/мин) с концентрацией проппанта 600–1440 кг/м3. Первоначально способ гидравлического разрыва пласта с помощью ГНКТ был создан в Канаде для эксплуатации многопластовых газовых залежей неглубокого залегания и затем его разработка была продолжена в США (рис. 24). В настоящее время методика обра-

Рис. 24. Продолжающиеся работы методом CoilFRAC на месторождении Медисин Хэт (Medicine Hat) в провинции Альберта Канады.

боток CoilFRAC уточняется в процессе ее использования по всему миру, от Индонезии, Аргентины и Венесуэлы до Мексики и теперь уже Алжира. Наибольший общий вес проппанта, размещенного при обработке одной из скважин на севере Мексики, равнялся 850 000 фунтам (385 555 кг). Скважина, расположенная к юговостоку от г. Нью-Мехико в США, оказалась первой горизонтальной скважиной, в которой была проведена интенсификация гидравлическим разрывом с применением инструмента CoilFRAC Mojave. Были обработаны две отдельных зоны, залегающие на измеренных глубинах 9123 и 9464 фута (2781 и 2885 м). Самая «глубокая» на сегодня работа по способу CoilFRAC была недавно выполнена для компании Sonatrach в Алжире на глубине 10 990 футов (3350 м). До настоящего времени прогресс в деле избирательной интенсификации притока был впечатляющим. Ожидается, что продолжающиеся научные исследования и промысловая практика будут и далее расширять области и глубины применения данной новаторской методики.