Гидроразрыв пласта с созданием открытых каналов: быстрый путь к добыче
реклама
Гидроразрыв пласта с созданием открытых каналов: быстрый путь к добыче Цель гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в том, чтобы повысить продуктивность скважины посредством создания пути притока флюида из пласта к стволу скважины. При традиционных методах ГРП образовавшаяся трещина полностью заполняется проппантом, который удерживает ее открытой, чтобы сохранить путь притока флюида. Новый метод ГРП создает сеть открытых каналов, проходящих через проппантную набивку, тем самым на несколько порядков повышая проводимость трещины. Применение этого метода значительно повысило экономическую эффективность скважин на нескольких разрабатываемых месторождениях. Эммануэль д'Юто YPF, S.A. Неукен, Аргентина Мэтт Гиллард Мэтт Миллер Алехандро Пенья Шугар-Ленд, штат Техас, США Джефф Джонсон Марк Тёрнер Encana Oil and Gas (USA), Inc. Денвер, штат Колорадо, США В 1947 г. компания Stanolind Oil & Gas провела первый экспериментальный гидроразрыв пласта (ГРП) на месторождении Хьюготон (Hugoton) в юго-западном Канзасе, США. С тех пор компании, занимающиеся геологоразведкой и добычей, широко применяют этот метод воздействия на пласт, чтобы повысить или продлить продуктивность скважин. На самом деле, многие из разрабатываемых сегодня месторождений не были бы рентабельными без ГРП. Во время проведения ГРП специальные агрегаты закачивают жидкость в скважину быстрее, чем она успевает уйти в пласт. Давление на пласт повышается до тех пор, пока не произойдет разрыв пласта, т. е. образование в нем трещин (рис. 1). Продолжающаяся закачка жидко- Олег Медведев Эдмонтон, провинция Альберта, Канада Том Рейн Petrohawk Energy Corporation Корпус-Кристи, штат Техас, США Дин Уилберг Солт-Лейк-Сити, штат Юта, США Нефтегазовое обозрение, осень 2011 г., том 23, № 3. Copyright © 2012 Schlumberger. Данная статья является русским переводом статьи “Open-Channel Fracturing—A Fast Track to Production,“ Oilfield Review Autumn 2011: 23, no. 3. Copyright © 2011 Schlumberger. ClearFRAC и HiWAY — товарные знаки компании Schlumberger. Крыло трещины Рис. 1. Идеализированный разрез развивающейся трещины. — Непрерывная закачка жидкости (пунктирные стрелки) заставляет трещину расти в обе стороны от ствола скважины вдоль плоскости минимального напряжения, образуя структуру , называемую «крыльями трещины». 4 Нефтегазовое обозрение Осень 2011 5 Проницаемость пласта 1 мД 0,1 мД 0,01 мД Накопленная добыча газа, млн фут3 100 75 Давление в скважине 3,5 МПа (500 фунт/дюйм2) Высота трещины 6,1 м (20 футов) 50 25 0 0 200 400 600 800 1000 Эффективная полудлина трещины, фут Рис. 2. Влияние ГРП на продуктивность скважины. — На графике показано, как размер трещины влияет на годовую накопленную добычу газа из трех теоретических скважин с разными проницаемостями пластов. Полудлина трещины есть расстояние, на которое одно из крыльев трещины отходит от ствола скважины. Выигрыш в продуктивности скважины в результате ГРП увеличивается пропорционально уменьшению проницаемости пласта. сти заставляет трещины расти в направлении от ствола скважины, увеличивая площадь пласта, которая может дренироваться скважиной. Это позволяет повысить дебит добычи скважины. В результате добывающие компании быстрее окупают свои затраты на бурение и обустройство скважин, а конечная суммарная добыча углеводородов существенно увеличивается (рис. 2). Два основных материала, закачиваемые в скважину во время ГРП, — это проппанты (расклинивающие агенты) и жидкости, применяемые при ГРП (жидкости ГРП). 1 Проппанты представляют собой твердые частицы, которые удерживают трещины открытыми, не позволяя им сомкнуться, и сохраняют образовавшиеся каналы, чтобы скважина могла дренировать пласт. Эти частицы тщательно отсортированы по размеру и сферичности, так, чтобы создать эффективный 6 путь притока в проппантной набивке, по которому флюиды могли бы истекать из пласта в ствол скважины. Частицы некоторых видов проппантов покрыты смолой, которая склеивает их друг с другом после размещения проппанта в пласте, тем самым обеспечивая устойчивость набивки. Как правило, проппантные набивки, образованные частицами большего размера и лучшей сферичности, более проницаемы, т. е. обладают более высокой проводимостью. Процесс ГРП состоит из двух основных этапов закачки жидкости. На первом этапе в скважину закачивают первоначальную жидкость разрыва, не содержащую проппант (называемую «pad» — «подушка»). Эту жидкость продавливают через перфорационные отверстия в обсадной колонне со скоростью и под давлением, достаточными для того, чтобы создать разрыв в пласте и образовать трещину. 2 Во время второго этапа закачивают жидкость-песконоситель, которая доставляет проппант через перфорационные отверстия в открытую трещину. По окончании закачки заполненная проппантом трещина смыкается, удерживая проппант на месте и не позволяя ему покинуть трещину как во время вымывания жидкости обратно в скважину, так и во время добычи углеводородов. Жидкости ГРП должны быть достаточно вязкими, чтобы дать возможность трещине образоваться и расти, а также чтобы доставить проппант в ствол скважины и затем в трещину. По окончании ГРП вязкость жидкости должна понизиться достаточно для того, чтобы позволить жидкости ГРП быстро и эффективно выйти из скважины. В идеале, в проппантной набивке также не должно остаться жидкости, которая может ухудшить проводимость и отбор углеводородов. На протяжении 60 лет химики и инженеры стараются разработать проппанты и жидкости ГРП, с помощью которых можно было бы создать идеально расклиненную трещину. В результате со временем в качестве агентов для ГРП стали брать материалы с существенно иными химическими и физическими свойствами. Вместо грубых материалов, таких как молотая ореховая скорлупа, в качестве проппанта стали использовать природный чистый кварцевый песок, а затем и высокопрочные сферические гранулы: керамические шарики или зерна агломерированного боксита. Жидкости ГРП эволюционировали от огеленных нефтей до растворов линейных или сшитых полимеров. Для разрушения полимера, снижения количества остаточного полимера в трещине и повышения проводимости трещины стали применять химические разжижители (регуляторы вязкости, «брейкеры») (рис. 3). В конце 1990-х гг. компания Schlumberger представила бесполимерную жидкость ГРП ClearFRAC, не оставляющую осадка. 3 Проводимость проппантной набивки в скважинах, обработанных жидкостью ClearFRAC, почти соответствовала теоретическому прогнозу. Нефтегазовое обозрение 1. Подробнее о жидкостях ГРП и проппантах см.: Gulbis J and Hodge RM: “Fracturing Fluid Chemistry and Proppants,“ in Economides MJ and Nolte KG (eds): Reservoir Stimulation, 3rd ed. Chichester, West Sussex, England: John Wiley & Sons, Ltd. (2000): 7-1–7-23. 2. Перфорационные отверстия — отверстия, проделанные в обсадной колонне после ее спуска и цементирования. В наиболее распространенном методе перфорирования используются перфораторы с кумулятивными зарядами. Перфораторы простреливают в обсадной колонне и цементном стакане короткие каналы, которые обеспечивают гидродинамическую сообщаемость между скважиной и продуктивным пластом. Системы жидкостей ГРП Сопутствующие технологии 2000 Третье поколение 2010 Вязкоупругие поверхностноактивные гели Транспорт проппанта волоконноармированной жидкостью 1990 1980 Второе поколение Вспененные жидкости Год 1970 1960 Первое поколение Максимально увеличив проводимость проппантной набивки, специалисты отрасли начали изучать возможности дальнейшего повышения эффективности ГРП. Ответ был найден, когда на проппантную набивку удалось взглянуть по-новому. С самого появления ГРП имело место стремление к тому, чтобы полностью заполнить трещину проппантом, другими словами, создать сплошную (непрерывную) проппантную набивку. А что если было бы возможно заполнить трещину несплошной проппантной набивкой, состоящей из отдельных «столбиков» («columns») проппанта, окруженных открытыми каналами? Такой подход отделил бы несущую функцию проппантной набивки от задачи обеспечения пути дренирования пласта. Было предположено, что если правильно спроектировать проппантную набивку, проводимость трещины будет на несколько порядков выше, чем при использовании самой чистой традиционной проппантной набивки (рис. 4). После нескольких лет научноиссле до ва тельских и опытно-конструк торских работ исследователи компании Schlumberger достигли поставленной цели. Плодом их деятельности стала технология ГРП с созданием каналов притока, получившая название HiWAY, которая явилась фунда ментальным достижением науки о разработке месторождений. В этой статье описыва- Инкапсулированные брейкеры Гели сшитых полимеров • Соли бора, титана, циркония Брейкеры Гели линейных полимеров • Производные гуаровой смолы • Гидроксиэтилцеллюлоза Огеленные нефти Углеводороды 1950 Рис. 3. История разработки жидкостей разрыва. — В первое время для ГРП применялись жидкости на углеводородной основе. Часто добавляли загустители в нефть из того же продуктивного пласта, в котором планировалось проведение ГРП. В 1960-х гг. появились жидкости на водной основе, такие как растворы линейных полимеров. Однако по мере того как скважины становились все глубже и забойные температуры становились все выше, вязкость таких жидкостей стала недостаточной. Для повышения термической устойчивости жидкостей ГРП в них стали добавлять соли металлов, вызывающие реакции сшивания, которые на несколько порядков повышали эффективный молекулярный вес полимера. Сегодня использование жидкостей на основе сшитых полимеров в скважинах с температурами до 232°C (450°F) является стандартной практикой. Для удаления рабочей жидкости из скважины по окончании ГРП потребовалось добавление сильных окисляющих реагентов (разжижителей, «брейкеров»), необходимых для разрушения полимера и снижения вязкости жидкости. В итоге были разработаны инкапсулированные брейкеры, содержащие высокие концентрации окислителя и снижающие количество остаточного полимера в проппантной набивке. Вспенивание жидкости позволило снизить концентрацию полимера, обеспечив дальнейшее повышение качества очистки проппантной набивки. Волоконное армирование жидкости ГРП повысило способность жидкости транспортировать проппант, что способствовало дальнейшему снижению концентрации полимера. В жидкостях ГРП последнего поколения используются неполимерные вязкоупругие поверхностно-активные вещества с низким молекулярным весом. Вязкость жидкости повышается в результате образования палочковидных мицелл. При контакте жидкости ГРП с находящимися в скважине углеводородами, жидкость резко теряет вязкость, что способствует ее эффективному удалению из скважины и формированию чистых проппантных набивок. 3. 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. Осень 2011 7 Рис. 4. Сплошные и несплошные проппантные набивки. — В традиционной проппантной набивке (слева на рис.) все частицы проппанта контактируют друг с другом. Поток флюида проходит лишь через пустоты между зернами проппанта. 8 Несплошная проппантная набивка (слева на рис.) состоит из агломераций («столбиков») проппанта, создающих сеть дискретных открытых каналов, по которым могут течь флюиды. Нефтегазовое обозрение Разработка новой проппантной набивки Ученые в Новосибирском технологическом центре компании Schlumberger начали исследовать характеристики несплошной проппантной набивки в рамках амбициозной экспериментальной программы подтверждения возможностей данной технологии и разработки средств ее применения. Масштаб экспериментальных работ постепенно увеличивался, начиная с лабораторных тестов на малых стендах и заканчивая полномасштабными испытаниями на стандартном промысловом оборудовании. 4 В первую очередь было необходимо подтвердить теоретический выигрыш в проводимости несплошных проппантных набивок. Был применен стандартный метод Американского нефтяного инсти тута (American Petroleum Institute — API) — исследование поведения проппантной набивки в устройстве для механического моделирования трещин. Данное устройство создает напряжение смыкания трещины, имитируя напряжение, создаваемое вышележащими породами, и измеряет силу, необходимую для прокачки однофазного флюида через проппантную набивку при различных расходах потока (рис. 5). 5 Затем, с использованием 4. Gillard M, Medvedev O, Peña A, Medvedev A, Peñacorada F, d'Huteau E: “A New Approach to Generating Fracture Conductivity,“ paper SPE 135034, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, September 20–22, 2010. 5. American Petroleum Institute: API RP 61: Recommended Practices for Evaluating Short Term Proppant Pack Permeability, Washington, DC: American Petroleum Institute, 1989. Осень 2011 Тепловая рубашка Выпускное отверстие Направление приложения силы Стальная пластина рамы гидравлической нагрузки Регулятор противодавления Обратный клапан Боковой поршень Блоки песчаника Регулятор массового расхода Клапан N2 Стальная пластина рамы гидравлической нагрузки Датчик давления Направление приложения силы Водяная камера Сбор и обработка данных Блоки песчаника 100 000 Проницаемость, Д ется история технологии HiWAY от разработки в лаборатории до применения на месторождениях. Опыт применения данной технологии в Аргентине и США показал повышение продуктивности скважин. 10 000 Эксперимент Модель Керамические гранулы фракции 20/40 меш Песок фракции 20/40 1000 100 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Напряжение, фунт/дюйм2 Рис. 5. Измерение проводимости сети столбиков проппанта. — В стандартной ячейке для измерения проводимости по стандарту API (вверху на рис.) имеются две стальные плиты, которые приводятся в движение гидравлическим прессом и создают напряжение, имитирующее напряжение смыкания трещины. Проппантную набивку помещают между двух блоков песчаника (как правило, песчаника Бэриа (Berea)), и получившийся «сэндвич» устанавливают между двух стальных плит рамы гидравлической нагрузки. Полученную сборку размещают внутри корпуса с подсоединенными трубопроводами, через проппантную набивку прокачивают однофазный флюид (обычно воду или минерализованный раствор) со скоростью 1—10 мл/мин, измеряют создающийся при этом перепад давления и рассчитывают проницаемость проппантной набивки. Также предусмотрена возможность нагрева корпуса для имитации температуры пласта. Была сформирована несплошная проппантная набивка путем помещения четырех столбиков проппанта между двух блоков песчаника (в центре рис.). Проводимость была измерена при напряжении смыкания трещины от 1000 до 6000 фунт/дюйм2 (от 6,9 до 41,4 МПа) (внизу на рис.). Проницаемости сплошных проппантных набивок, выполненных из песка фракции 20/40 меш (голубые ромбики) и керамического проппанта фракции 20/40 (зеленые треугольники), были менее 1000 Д. С повышением напряжения смыкания трещины проницаемость, как правило, понижалась из-за раздавливания проппанта и его замуровывания в песчанике. Несплошные проппантные набивки были образованы из песка фракции 20/40 меш, и в соответствии с теоретическими расчетами (красная линия) измеренные значения проницаемости (черные квадраты) были на несколько порядков выше. 9 Концентрация песка Традиционный метод ГРП ГРП по технологии HiWAY «Подушка» Время Порция жидкости с проппантом Порция жидкости без проппанта Последняя ступень закачки жидкости Цикл Расчетная и фактическая концентрации проппанта Концентрация проппанта, ppa 8 Расчетная концентрация проппанта, ppa Концентрация проппанта по плотномеру, ppa 7 6 5 4 3 2 1 0 1800 2000 2200 2400 2600 2800 Время закачки, с Рис. 6. Технология HiWAY в сравнении с традиционным методом ГРП. — При традиционном ГРП на этапе закачки жидкости-песконосителя (красная линия вверху на рис.) вся жидкость содержит проппант, и концентрацию проппанта обычно поэтапно повышают. При проведении ГРП по технологии HiWAY (зеленая линия) закачка жидкости-песконосителя производится порциями: подачу жидкости с проппантом чередуют с введением жидкости без проппанта. Концентрацию проппанта в порциях содержащей его жидкости также можно постепенно повышать. Во время проведения ГРП следят за чередованием подачи порций жидкости с проппантом и без него (внизу на рис.). Концентрация проппанта, как правило, выражается в фунтах на галлон ppa (pounds per gallon added). 1 рра означает, что на каждый галлон рабочей жидкости добавлен один фунт проппанта. Эту единицу измерения не следует путать с более известным выражением концентрации в фунтах на галлон lbm/ galUS (pounds per US gallon). Во время ГРП измерение концентрации проппанта в фунтах на галлон ppa лучше отражает практику работ. В системе единиц СИ эквивалента фунтам на галлон ppa нет. Начальное положение Без волокон С волокнами Рис. 7. Эксперименты по осаждению исходной пачки жидкости с проппантом. — Исходную пачку жидкости с проппантом вносили в верхнюю часть прозрачной щелевидной ячейки, заполненной жидкостью ГРП (слева на рис.). Пачка жидкости с проппантом без добавления волокон через 30 минут практически распадалась (в центре рис.). Пачка жидкости с проппантом с добавлением волокон оставалась почти целой через два часа после закачки (справа на рис.). 10 закона Дарси и уравнений Навье— Стокса была рассчитана проницаемость проппантной набивки. 6 Измеренные значения проницаемости несплошных проппантных набивок соответствовали прогнозным значениям, рассчитанным на модели, и были на 1,5—2,5 порядка величины выше, чем в сплошных проппантных набивках. Подтвердив экспериментальным путем выигрыш в проводимости несплошных проппантных набивок, исследователи обратились к поиску методов, с помощью которых в скважине в имеющейся трещине можно было бы создать столбики проппанта, выдерживающие напряжения, вызываемые потоком флюидов и смыканием трещины, при этом сохранив открытыми каналы дренирования. В модельных и экспериментальных исследованиях были опробованы несколько подходов к созданию столбиков проппанта в трещине, среди которых применение волокон из сплава с термомеханической памятью, вокруг которых должны собираться зерна проппанта, размещение инкапсулированных разжижающих реагентов в определенных участках и периодический нагрев жидкостипесконосителя. Выбрав наиболее перспективный метод, инженеры изменили способ доставки проппанта в скважину. При применении традиционного метода ГРП проппант присутствует во всем объеме жидкостипесконосителя. Однако если стадия закачки жидкости-песконосителя орга низована как подача чередующихся порций жидкости с проппантом и без проппанта, то серия пачек проппанта может осаждаться внутри трещины, образуя столбики (рис. 6). Для успешного проведения ГРП закачкой чередующихся порций жидкости было крайне важно, чтобы пачки жидкости-песконосителя с проппантом не рассеивались во время движения вниз по колонне и далее через перфорационные отверстия в трещину. Во время первых лабораторных экспериментов по отработке данного метода инженеры наблюдали за статическим осаждеНефтегазовое обозрение Осень 2011 До прохождения по трубе После прохождения по трубе 10 Концентрация проппанта, ppa нием пачек жидкости-песконосителя с проппантом в прозрачной щелевидной ячейке, заполненной жидкостью ГРП. Вводя пачку жидкости с проппантом в верхнюю часть ячейки, исследователи могли визуально изучить режим осаждения проппанта во времени. Сразу было видно, что пачки жидкости с проппантом, приготовленные на основе традиционных жидкостей ГРП, легко рассеиваются по мере движения вниз. В конечном итоге было установлено, что устойчивость пачки жидкости с проппантом может быть существенно повышена путем добавления в нее волокон (рис. 7). Следующая серия экспериментов была посвящена изучению динамической устойчивости пачек жидкости с проппантом. Испытательный стенд представлял собой трубу длиной 33 м (108 футов) и внутренним диаметром 2 см (0,78 дюйма). Такая геометрия позволяла исследователям изучать расходы жидкости, скорости потока и концентрации проппанта в условиях прохождения через трещину. 7 Устойчивость пачки жидкости с проппантом оценивали рентгенографически. Поглощение рентгеновского излучения на диаметре трубы линейно пропорционально концентрации проппанта, поэтому устойчивость пачки жидкости с проппантом можно было оценить путем регистрации поглощения рентгеновских лучей до и после прохождения пачек жидкости с проппантом по трубе. Результаты испытания подтвердили, что волокна повышают устойчивость пачки жидкости с проппантом (рис. 8). После проведения перспективных лабораторных экспериментов в Учебном центре компании Schlumberger в Келливилле (Kellyville Learning Center — KLC), штат Оклахома, США, были проведены полномасштабные испытания. Целью этих экспериментов было испытание устойчивости пачек жидкости с проппантом при их прохождении по трубам на поверхности земли, в колонне в скважине и в перфорационных отверстиях со скоростью закачки, близкой к той, с которой жидкость закачивается в скважину С волокнами Без волокон 8 6 4 2 0 0 50 100 150 200 Время эксперимента, с Рис. 8. Влияние волокон на рассеивание пачки жидкости с проппантом в процессе прохождения по трубе. — Концентрации проппанта были измерены до и после прохождения пачки жидкости с проппантом по трубе длиной 32,9 м (108 футов). Профиль концентрации проппанта в жидкости с добавлением волокон (синяя линия) рассеян намного меньше, чем профиль концентрации проппанта в жидкости без волокон (красная линия). во время проведения ГРП на месторождении. В состав испытательного стенда входила смесительная установка (блендер) и трубопровод диаметром 7,6 см (3 дюйма) и длиной приблизительно 198 м (650 футов), подсоединенный к выходу смесительной установки (рис. 9). В теле трубы было сделано 5 групп перфорационных отверстий, по 10 отверстий диаметром 0,95 см (0,374 дюйма) в каждой группе: 5 отверстий с фазировкой 0° и 5 отверстий строго напротив с фазировкой 180°. Выхо- дящую из перфорационных отверстий жидкость собирали в емкости объемом 1,04 м 3 (275 галл. США). Для измерения концентраций проппанта и наблюдения за устойчивостью пачки жидкости с проппантом использовали два плотномера: один на выходе смесительной установки, другой — на противоположном конце трубы. Уникальной особенностью смесительной установки компании Schlumberger является программируемый смеситель, который точно регулирует концентрацию проппан- 6. Закон Дарси можно представить уравнением k w ∆p q= , где q — расход потока, kf — проницаеµ L мость проппантной набивки, w — ширина проппантной набивки, µ — вязкость жидкости и ∆p/L — перепад давления на единицу длины проппантной набивки. Уравнения Навье — Стокса — это система связанных дифференциальных уравнений, описывающих взаимосвязь скорости, давления, температуры и плотности текущей жидкости. Подробнее см.: Zimmerman RW and Bodvarsson GS: “Hydraulic Conductivity of Rock Fractures,“ Transport in Porous Media 23, no. 1 (1996): 1–30. 7. Могут возникнуть сомнения в том, насколько хорошо геометрия трубы круглого сечения представляет щелевую геометрию трещины. Поскольку относительная площадь поперечного сечения круглой трубы больше, чем площадь щели трещины, то в первой более ярко выражены дестабилизирующие воздействия, поэтому оценка устойчивости пачки жидкости с проппантом в круглой трубе более консервативна. f 11 Емкость 1 Емкость 2 Емкость 3 Емкость 5 Емкость 4 Расходомер Емкость для сбора отработанной жидкости Смесительная установка Датчик давления Емкость 10 Емкость 9 Емкость 8 Емкость 7 Емкость 6 10 футов та в жидкости разрыва и соединен с батареей дозаторов сухих и жидких добавок и с не имеющей аналогов системой волоконного армирования. Во время первой серии опытов в KLC, выполненной с закрытыми перфо рационными отверстиями, была измерена устойчивость пачек жид кости с проппантом, проходящих по трубопроводу со скоростью 11,6 м/с (38 фут/с). Данная скорость потока соответствует скорости нагнетания жидкости 2,7 м 3/мин (17 барр./мин). В качестве жидкости-песконосителя использовали жидкость на основе гуаровой смолы, сшитой боратом, где концентрация гуаровой смолы составляла 3,6 кг/м 3 (30 фунт/1000 галл. США), а концентрация волокон была рав- 12 Плотность жидкости-песконосителя, фунт/галл. США Рис. 9. Полномасштабное испытание технологии HiWAY. — В Учебном центре компании Schlumberger в Келливилле (Kellyville Learning Center — KLC) инженеры установили трубу с пятью группами перфорационных отверстий и две емкости по 275 галл. США для сбора жидкости, выходящей из каждой груп- пы перфорационных отверстий (вверху и слева внизу на рис.). Каждая группа перфорационных отверстий (справа внизу на рис.) состояла из 10 отверстий: 5 отверстий с фазировкой 0° и 5 отверстий с фазировкой 180°. Смешивание и закачка жидкостей осуществлялась с помощью смесительной установки. 13,5 13,0 12,5 12,0 11,5 11,0 10,5 10,0 9,5 9,0 8,5 8,0 80 130 180 230 280 330 380 Время, с Рис. 10. Результаты полномасштабных испытаний прохождения пачек жидкости с проппантом через трубопровод в KLC. — На графике представлены профили плотности жидкости-песконосителя, измеренные на выходе из смесительной установки (красная линия) и на выходе из трубопровода (синяя линия). При закачке с расходом 11,6 м/с время прохождения жидкости по трубопроводу составило 33 с. Как видно на графике по пяти наборам красных и синих пиков, профили плотности жидкости-песконосителя на выходе из трубопровода были практически идентичны профилям плотности на выходе из смесительной установки, что говорит о том, что пачки жидкости с проппантом прошли весь путь без повреждений. Нефтегазовое обозрение Осень 2011 300 Объем, галл. США 250 200 150 100 50 0 1 2 3 4 5 Группа перфорационные отверстий Плотность, фунт/галл. США 12 11 10 9 8 08:52 09:36 10:19 11:02 11:45 11:28 Время, мин:с Рис. 11. Результаты полномасштабных испытаний прохождения пачек жидкости с проппантом через перфорационные отверстия в KLC. — По трубопроводу порциями закачивали жидкость разрыва, содержащую проппант, и наблюдали за устойчивостью прокачиваемых порций во время их движения по трубопроводу и через перфорационные отверстия. Объемы жидкости, собранные из каждой из пяти групп перфорационных отверстий, были практически одинаковыми (вверху на рис.), что свидетельствовало о том, что порции жидкости разрыва могут распадаться и распределяться по группам перфорационных отверстий. Чтобы подтвердить этот вывод, плотность жидкости-песконосителя (внизу на рис.) непрерывно измеряли во время подачи ее порций и в промежутках между ними плотномером в начале трубопровода в емкости № 1 (синяя линия) и вручную на выходе из трубопровода в емкости № 6 (красные линии). Плотности жидкости-песконосителя в начале и конце трубопровода также совпадали, что подтвердило, что пачки жидкости разрыва с проппантом распределяются по зонам перфорации, оставаясь стабильными. Концентрация проппанта, ppa на 5,0 кг/ м 3 (42 фунт/1000 галл. США). Концентрация проппанта в пачках равнялась 10 ppa, а концентрация волокон — 10,0 кг/м 3 (84 фунт/1000 галл. США). Результаты опытов показали, что пачки жидкости с проппантом сохраняли устойчивость после прохождения по трубопроводу (рис. 10). Вторая серия опытов в KLC была посвящена изучению способности пачек жидкости с проппантом проходить через перфорационные отверстия, оставаясь при этом целыми. Кроме того, нужно было проверить, могут ли пачки жидкости с проппантом распадаться на части и распределяться по всем перфорационным отверстиям. Во время каждого опыта измеряли объемы жидкости, накопившейся в каждой из емкостей, подсоединенных к пяти группам перфорационных отверстий. Первая группа перфорационных отверстий была снабжена плотномером, который непрерывно замерял плотность жидкости, а из последней группы перфорационных отверстий вручную отбирались пробы жидкости. Когда волокна присутствовали, как в порциях жидкости без проппанта, так и в порциях жидкости с проппантом, распределение объема жидкости по емкостям было равномерным. Изменения плотности жидкости по плотномеру и по отобранным пробам также совпадали, что еще раз подтвердило эффективность метода закачки чередующихся порций жидкости с проппантом или без для создания непрерывной проппантной набивки (рис. 11). Наконец, была предпринята попытка испытать технологию размещения жидкости разрыва HiWAY в экспериментальной скважине. В таких условиях непосредственное наблюдение за поведением порций жидкости в скважине было невозможно. Вместо этого проводили измерения давлений на устье и в скважине в процессе закачки, а затем с помощью математической модели был воссоздан профиль концентрации проппанта по мере прохождения порций жидкости с проппантом через перфорационные отверстия (рис. 12). Результаты измерений 7 6 5 4 3 2 1 0 0 5 10 15 20 25 Время, с Рис. 12. Профиль концентрации порции жидкости с проппантом в экспериментальной скважине. — На данном графике показано поведение порции жидкости с проппантом концентрацией 8,3 ppa, закачанной в скважину за 15 с через насоснокомпрессорную трубу (НКТ) длиной 2700 м (8960 футов) с расходом подачи 3,99 м 3 / мин (25 барр./мин). Концентрации проппанта внизу колонны НКТ рассчитывали из данных о давлении на устье и забое скважины. Продолжительность периодов закачки пачек жидкости с проппантом увеличилась до 20 с, а концентрация проппанта снизилась до 6,5 ppa. Несмотря на то, что начальная концентрация проппанта была 8,3 ppa, это нельзя считать значительным рассеиванием, так как продолжительность закачки пачки жидкости с проппантом и профиль концентрации были сохранены. 13 давления показали, что порции жидкости с проппантом проходили в скважину, не разрушаясь, и успешно входили в перфорационные отверстия. Высота столбиков проппанта, мм 6,0 Песок фракции 20/40 меш Керамические гранулы фракции 20/40 меш Керамические гранулы фракции 20/40 меш 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0 0 5000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 Напряжение, фунт/дюйм2 Рис. 13. Влияние напряжения смыкания трещины на высоту проппанта. — Были проведены испытания столбиков расклинивающего агента, состоящего из песка фракции 20/40 меш (синяя линия) и керамического проппанта фракции 20/40 меш (красная и зеленая линии). Первоначальная высота столбиков составляла 6 мм (0,24 дюйма). Большая часть усадки столбиков проппанта происходила при давлении смыкания трещины более 1000 фунт/дюйм 2 , а дальнейшая усадка происходила медленнее по мере повышения давления смыкания. При давлениях смыкания трещины до 33 000 фунт/дюйм 2 , что намного выше давлений, встречающихся в самых глубоких скважинах, высота столбиков проппанта оставалась достаточной для поддержания притока жидкости. 90 Увеличение диаметра, % 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1 3 5 7 9 11 Диаметр столбиков проппанта, см Рис. 14. Лабораторные измерения увеличения диаметра столбиков проппанта в условиях напряжения смыкания трещины. — Были испытаны столбики проппанта, состоявшие из керамических гранул фракции 20/40 меш и армированные волокнами. Давление смыкание трещины составляло 20,7 МПа (3000 фунт/дюйм2). Результаты показали, что относительное увеличение столбиков уменьшалось по мере увеличения их диаметра. 14 Оценка долговечности столбиков проппанта Продемонстрировав, что столбики проппанта можно создавать с помощью существующих смесительных и насосных установок, ученые обратили внимание на вопрос устойчивости несплошной проппантной набивки после ее размещения в трещине. Столбики проппанта, сформированные при ГРП, должны быть достаточно прочными, чтобы выдержать давление смыкания трещины, а также силы эрозии, создаваемые потоками жидкостей во время очистки скважины и добычи из нее. Для изучения воздействия напряжения смыкания трещины были вручную сформированы столбики проппанта, которые далее помещали в гидравлический пресс, снабженный датчиками для отслеживания расстояния между плитами пресса. В этом приборе столбики проппанта были подвергнуты сжимающим нагрузкам, достигавшим 228 МПа (33 000 фунт/дюйм 2 ). При этом измеряли высоту и диаметр столбиков, а также распределение частиц проппанта по размерам. Как и ожидалось, высота столбиков проппанта уменьшалась с ростом напряжения смыкания трещины, тем не менее примечательно, что более 80% усадки столбиков проппанта происходило в начале сжатия, когда давление равнялось 6,9 МПа (1000 фунт/ дюйм 2 ). По мере повышения нагрузки дальнейшая усадка столбиков была минимальной. Осмотр столбиков проппанта показал, что начальная усадка была вызвана уходом жидкости-песконосителя в пласт и уплотнением проппанта. Дальнейшая усадка столбиков проппанта при более высоких давлениях была обусловлена спрессовыванием и разрушением частиц проппанта. Медианный размер частиц проппанта уменьшался с повышением давления. В конечном итоге при давлении смыкания трещин равном 228 МПа Нефтегазовое обозрение Рис. 15. Измерение эрозии столбиков проппанта под действием потока жидкости. — Исследования проводили в испытательной ячейке, которую можно было поместить между плитами гидравлического пресса (слева на рис.). Устройство позволяет одновременно создавать давление смыкания трещины и поток жидкости в испытательной ячейке. Столбик проппанта вставляют между двух образцов керна песчаника (справа внизу на рис.). Поток жидкости направляют через устройство с двумя скоростями: V 1 — скорость потока в направлении столбика проппанта, а V 2 — скорость потока жидкости, повышенная в результате течения через сужение пути потока во время прохождения жидкости мимо столбика. Частицы проппанта, вынесенные эрозионным потоком, собираются на фильтре (не показан), установленном на выходе испытательной ячейки. Керны песчаника Поток жидкости Столбик проппанта Керн песчаника V2 V1 Осень 2011 Эрозия массы проппанта, % 70 60 50 15 мин 20 мин 25 мин 30—60 мин 40 10 мин 30 5 мин 20 10 0 0 Эрозия массы проппанта, г/см2 высота столбиков проппанта оставалась достаточной для эффективного пропускания потока жидкости (рис. 13). Это давление смыкания трещины примерно в два раза выше, чем давления, встречающиеся в самых глубоких нефтяных или газовых скважинах, что свидетельствует о том, что применение технологии HiWAY не будет ограничено глубиной скважины в результате высокого пластового давления. Диаметр столбика проппанта (его размер в плане) увеличивается с ростом давления смыкания трещины. Однако результаты исследований смыкания трещин показали, что с каждым последующим приращением диаметра столбика проппанта увеличение относительного размера в плане становится менее выраженным (рис. 14). Во время лабораторных испытаний были исследованы столбики проппанта диаметром несколько сантиметров. В то же время диаметр столбиков проппанта в тре- 5 10 15 20 25 Скорость потока, л/мин. 0,6 0,4 0,2 0 5000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 Эффективное напряжения смыкания трещины, фунт/дюйм2 Рис. 16. Влияние скорости потока и напряжения смыкания трещины на эрозию столбика проппанта. — Начальные неэродированные столбики проппанта имели высоту 1,38 мм (0,05 дюйма) и диаметр 36—42 мм (1,42—1,65 дюйма); напряжение смыкания трещины было равно 16,6 МПа (2400 фунт/дюйм 2 ). В опыте скорость потока жидкости повышали с определенным шагом и измеряли количество проппанта, собранного в фильтре на выходе испытательной ячейки (вверху на рис.). Б ó льшая часть эрозии происходила в течение нескольких первых минут при более низкой скорости потока (синяя линия). При повышении напряжения смыкания трещины эрозия столбика проппанта значительно снижалась (внизу на рис.). 15 Традиционное перфорирование Перфорирование HiWAY Рис. 17. Традиционная схема перфорирования и схема перфорирования по технологии HiWAY. — Расположение перфорационных отверстий группами увеличивает разделение между пачками жидкости с проппантом, поступающими в трещину , и обеспечивают оптимальный путь для движения потока из трещины в ствол скважины. щине в условиях пласта будет порядка нескольких метров, поэтому инженеры не имеют опасений, что под воздействием напряжения смыкания трещин каналы дренирования между столбиками коллапсируют. Поток жидкости во время промывки скважины и добычи и другие потенциально дестабилизирующие факторы также требовали исследования. Для оценки подобных рисков была собрана ячейка для испытания эрозионного воздействия, которую можно было поместить между плитами гидравлического пресса (рис. 15). В испытательной ячейке находились два керна песчаника, между которых можно было вставить столбик проппанта. Гидравлическим прессом создавалось давление смыкания трещины, и через столбик проппанта прокачивали жидкость с различной скоростью, соответствующей дебиту добычи при нормальном режиме работы скважины и превосходящем его. Степень эрозии определялась визуально и путем измерения потери веса столбика проппанта (рис. 16). Результаты исследований показали, что практически вся эрозия проппанта происходила в течение нескольких первых минут воздействия потока жидкости на проппант. Более того, степень эрозии проппанта снижалась по мере повышения напряжения смыкания трещины, особенно, когда оно поднималось выше 69 МПа (10 000 фунт/дюйм 2 ). При внешнем осмотре было установлено, что все эрозионное разрушение произошло по бокам столбиков проппанта, а не на поверхности, непосредственно обращенной к потоку жидкости. По окончании этих экспериментов исследователи обрели уверенность в том, что столбики проппанта, размещенные в трещине гидроразрыва, выдержат жесткие условия при последующей эксплуатации скважины. Выбор скважин для промысловых испытаний Инженеры разработали консервативный подход к проведению промысловых испытаний с учетом нескольких важных параметров пласта и конструкции скважин. Сначала было ре- 16 шено ограничить опробование технологии вертикальными скважинами, и для того, чтобы обеспечить достаточное разнесение столбиков проппанта в трещине, перфорационные отверстия изначально были расположены группами, а не на равном расстоянии друг от друга, как это принято традиционно (рис. 17). Также было необходимо учесть характер продуктивного пласта. Как стенки трещины отреагируют на присутствие пустот в несплошной проппантной набивке? Если порода слишком мягкая или пластичная, стенки могут прогнуться или обрушиться в пустоты, нарушив проводимость трещины. В качестве ориентира исследователи обратились к смежной дисциплине — горному делу. Конгломераты проппанта являются аналогами столбов в подземных выработках, и горные инженеры должны учитывать взаимосвязи между столбиками и перекрывающими породами. Основными параметрами, определяющими устойчивость подземных выработок, являются прочность столбов, давление вышележащих пород и модуль Юнга столбов и вышележащих пород. 8 Ученые решили, что вначале технологию HiWAY следует применить на месторождениях, где отношение между модулем Юнга и напряжением смыкания трещин выше 1000. Такие пласты, как правило, характеризуются прочностью и жесткостью. После опробования технологии на таких пластах инженеры стали бы постепенно ослаблять ограничение. Ученые и инженеры потратили многие годы на подготовку теоретических моделей и проведение испытаний, чтобы достичь данного уровня в разработке технологии HiWAY. Теперь, зная общие принципы подбора скважин для промышленного применения своей новой технологии, они были готовы перейти от экспериментов к применению этой технологии на месторождениях. Повышение добычи газа в Аргентине Месторождение Лома-Ла-Лата (Loma La Lata), разрабатываемое компанией YPF, S.A., расположено на югозападе Аргентины. На более чем Нефтегазовое обозрение 8. Модуль Юнга E — это постоянная упругости, которая показывает, как деформируется материал под действием напряжения. С увеличением значения E сопротивляемость материала напряжению повышается. Sneddon IN: “The Distribution of Stress in the Neighbourhood of a Crack in an Elastic Solid,“ Proceedings of the Royal Society of London A 187, no. 1009 (October 22, 1946): 229–260. 9. Gillard et al, сноска 4. Осень 2011 Сантьяго АРГЕНТИНА 35° ЧИЛИ 40° 0 0 Начальный дебит добычи газа, млн фут3/сутки 300 скважинах добывается 26% всего природного газа страны. Три продуктивные зоны залегают в песчаниках зернистостью от мелкой до крупной, приуроченных к свите СьеррасБланкас (Sierras Blancas) в бассейне Неукен (Neuquén), на глубинах от 2896 до 3200 м (от 9500 до 10 500 футов). Забойная температура и давление варьируют от 113 до 118°C (от 235 до 245°F) и от 24,1 до 31,0 МПа (от 3500 до 4500 фунт/дюйм 2 ) соответственно. Проницаемость и порис тость коллектора сред ние и состав ляют 0,08—5 мД и 12—17% соответственно. Модуль Юнга пласта находится в пределах 27 600— 48 300 МПа (4—7 млн фунт/дюйм 2 ). Напряжение смыкания трещин колеблется от 27,6 до 41,4 МПа (4000— 6000 фунт/дюйм 2 ). Несмотря на продолжающееся бурение новых скважин и проведение ГРП, добыча газа на месторождении в последнее время начала снижаться. На фоне растущего спроса на энергоносители в Аргентине данная ситуация заставила компаниюоператора рассмотреть возможность применения новых методов интенсификации притока в скважинах. Инженеры провели исследование на базе 15 эксплуатационных скважин, в семи из которых был проведен ГРП по технологии HiWAY, а в остальных соседних скважинах был проведен традиционный ГРП. 9 Для чистоты эксперимента во всех скважинах использовали одинаковые жидкости разрыва и одинаковые проппанты. В первые 30 суток после ГРП дебит добычи скважин, где была применена технология HiWAY с созданием открытых каналов, на 53% превысил дебит добычи в скважинах, обработанных традиционным образом (рис. 18). км 200 мили 200 14 12 Технология HiWAY Традиционная технология 10 8 6 4 2 0 Скважина Рис. 18. Результаты промысловых испытаний технологии HiWAY. — Месторождение Лома-Ла-Лата (Loma La Lata), оператором которого является компания YPF, S.A., находится на юго-востоке Аргентины (вверху на рис.). Добыча на месторождении ведется из нефтяных (зеленые точки) и газовых (красные точки) скважин. Начальный средний (за 30 суток) дебит добычи из газовых скважин, в которых было проведено воздействие на пласт по технологии HiWAY (внизу на рис., синие столбцы), составлял 8,2 млн фут 3 /сутки, а скважины, в которых воздействие было проведено традиционным методом ГРП (оранжевые столбцы), работали со средним дебитом 5,4 млн фут 3 /сутки. На графике скважины сгруппированы по расстоянию друг от друга и схожести коллекторских свойств. 17 Общая добыча газа, млрд фут3 5,0 4,5 Скважина HiWAY 4,0 Соседние скважины 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 Рис. 19. Повышение добычи на месторождении Лома-Ла-Лата. — Применив технологию гидроразрыва HiWAY на месторождении Лома-Ла-Лата в Аргентине, оператор отметил улучшение добычи в скважинах, где была применена эта технология по сравнению со скважинами, где был проведен традиционный ГРП. Улучшение произошло в первый год, а во второй год было отмечено существенное повышение добычи. Во второй год работы скважина, обработанная по технологии HiWAY (синие столбцы), дала на 29% больше газа, чем соседние скважины, где был проведен традиционный ГРП (оранжевые столбцы). Инженеры продолжали наблюдать за динамикой добычи в нескольких из этих скважин в течение 2 лет (рис. 19). Накопленная добыча газа из скважины, обработанной по технологии HiWAY, была на 29% выше, чем в соседних скважинах после традиционного ГРП, что в денежном выражении составило примерно 4,8 млн долл. США дополнительной выручки в текущих ценах. Таким образом, скважины, приток из которых был интенсифицирован по методу HiWAY, дали не только более высокие начальные дебиты, но и значительную устойчивую дополнительную добычу с течением времени. Кроме того, результаты показали, что каналы дренирования внутри несплошной проппантной набивки долгое время остаются открытыми. По этим причинам компания YPF, 18 S.A. продолжает внедрять технологию HiWAY в свою практику интенсификации притока в скважинах. Исследования в Аргентине показали эффективность применения технологии HiWAY в коллекторах умеренной проницаемости. Ободренные этим успехом, инженеры решили применить новую технологию и в газоносных пластах низкой проницаемости. Гидроразрыв с созданием открытых каналов в плотных газоносных пластах Компания Encana Oil and Gas (USA), Inc. разрабатывает месторождение Джона (Jonah) в штате Вайоминг, США. Бóльшая часть добычи ведется из свиты Ланс (Lance), состоящей из интервалов речных песков с проницаемостью от 0,005 до 0,05 мД и газонасыщенностью от 33 до 55%. Забойные температуры варьируют от 79 до 118°C (от 175 до 245°F), а модуль Юнга колеблется в пределах 24 130—41 400 МПа [3,5— 6,0 млн фунт/дюйм 2 ). Напряжение смыкания трещин колеблется от 35,9 до 49,6 МПа (5200—7190 фунт/ дюйм 2 ). Поскольку мощность песчаных интервалов изменяется от 3 до 61 м (от 10 до 200 футов) на глубинах от 2290 до 4115 м (от 7500 до 13 500 футов), а сами интервалы переслаиваются с алевролитами и сланцами, воздействие на пласт гидроразрывом необходимо проводить в несколько этапов. Как правило, скважины вскрывают от 20 до 50 залегающих друг под другом песчаных пластов, и компания Encana обычно делит их на 10—14 интервалов. В каждом интервале требуются отдельное перфорирование и отдельное ГРП. Обработку начинают с самого глубокого интервала, и дают несколько дней на выход жидкости и очистку скважины, прежде чем приступить к следующему интервалу. После того как последний интервал будет перфорирован и подвергнут гидроразрыву, можно вводить скважину в эксплуатацию. Внедрение технологии гидроразры ва HiWAY началось с 12тиинтервальной скважины, вскрывшей 191 м (626 футов) эффек тивной мощности. 10 В ближайшей 12-тиинтервальной скважине, вскрывшей 204 м (669 футов) эффек тивной мощности, ГРП был проведен традиционным методом. В обе скважины закачали одинаковую жидкость разрыва на основе гуаровой смолы, сшитой боратом, и песка фракции 20/40 меш с концентрацией проппанта от 4 до 6 ppa. Благодаря образованию открытых каналов, в скважине, где ГРП проводили по технологии HiWAY, проппанта понадобилось на 44% меньше. Компания наблюдала за добычей из обеих скважин в течение 180 суток (рис. 20). Накопленная добыча в скважине, обработанной по технологии HiWAY, на 26% превысила добычу в соседней скважине, где был применен традиционный метод ГРП. Столь обнадёживающие результаты вдохновили Нефтегазовое обозрение Месторождение Джона 42° Бассейн Бриджер Бассейн Вашаки Вайоминг 41° арк ет П Осень 2011 43° б Хре 0 км 0 50 мили 50 Юта Колорадо горы Юинта Нормированная накопленная добыча, тыс. фут3 Воздействие на пласт в сланцах свиты Игл-Форд Сланцы свиты Игл-Форд (Eagle Ford) в США имеют существенное значение, так как из них можно добывать не только газ, но и относительно большие объемы нефти и конденсата. В этих сланцах высоко содержание карбоната, что делает их хрупкими и хорошо поддающимися гидроразрыву. Свита простирается от Мексики на северо-восток в восточную часть штата Техас и имеет ширину около 80 км (50 миль) и длину 644 км (400 миль). Средняя мощность составляет 76 м (250 футов) на глубинах от 1220 до 3660 м (от 4000 до 12 000 футов) (рис. 21). Инженеры компании Petrohawk Energy Corporation, которая является оператором месторождения Хоквилль (Hawkville) возле города Котулла (Cotulla) в Техасе, провели исследование, чтобы выяснить сможет ли технология гидроразрыва HiWAY повысить добычу, как газа, так и конденсата. 11 США е яти дн с По олин Р инженеров Encana на проведение расширенного сравнительного исследования с участием большего количества скважин. Воздействие на пласт было произведено в 13-ти скважинах, расположенных на одном участке месторождения: в пяти скважинах по технологии HiWAY, а в остальных восьми — традиционным методом. Как и раньше, во все скважины была закачана одинаковая жидкость разрыва на основе гуаровой смолы, сшитой боратом, и песка. ГРП проводили в 135 интервалах. Благодаря открытым каналам трещин очистка скважины происходила быстрее, и объем отобранной жидкости был на 48% выше, чем в соседних скважинах, где был проведен традиционный ГРП. Через 30 суток нормированная добыча из скважин, где ГРП провели по технологии HiWAY, была на 23% выше, чем в остальных скважинах. Согласно прогнозным моделям, через 2 года накопленная добыча в этих скважинах на 17% превысит добычу в скважинах, обработанных традиционным методом. 12 000 Технология HiWAY Традиционная технология 10 000 8000 6000 4000 2000 0 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 Время после последнего ГРП, сутки Рис. 20. Сравнительный анализ добычи за 6 месяцев в скважинах, пробуренных в плотных газоносных породах, где ГРП был проведен традиционным методом и по технологии HiWAY. — Исследования были проведены на скважинах компании Encana на месторождении Джона (вверху на рис.). Данные нормированы для учета различий литологических и коллекторских свойств двух скважин (внизу на рис.). Накопленная добыча из скважины, обработанной по методу HiWAY, на 26% превысила добычу в скважинах, подвергнутых традиционному ГРП. 10. Johnson J, Turner M, Weinstock C, Peña A, Laggan M, Rondon J and Lyapunov K: “Channel Fracturing—A Paradigm Shift in Tight Gas Stimulation,“ paper SPE 140549, presented at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, January 24–26, 2011. 11. Rhein T, Loayza M, Kirkham B, Oussoltsev D, Altman R, Viswanathan A, Peña A, Indriati S, Grant D, Hanzik C, Pittenger J, Tabor L, Markarychev-Mikhailov S and Mikhaylov A: “Channel Fracturing in Horizontal Wellbores: The New Edge of Stimulation Techniques in the Eagle Ford Formation,“ paper SPE 145403, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, October 30–November 2, 2011. 19 Рис. 21. Свита сланцев Игл-Форд. — Из продуктивных пластов свиты добывают нефть, конденсат и газ. Компания Petrohawk разрабатывает месторождение Хоквилль в южном Техасе. Пласт чрезвычайно плотный: проницаемость колеблется от 100 до 600 нД, а пористость от 7 до 10%. Забой ные температуры и давления также повышенные: 132—166 °C (270—330 °F) и 48,3—69,0 MPa (7000—10 000 фунт/дюйм 2 ) соответственно. Модуль Юнга ниже, чем на месторождениях, которые были рассмотрены выше, и составляет от 13 800 до 31 050 МПа (от 2,0 млн до 4,5 млн фунт/дюйм 2 ). Эти условия сложны для успешного проведения ГРП, независимо от технологии. 20 На этом участке свиты ИглФорд скважины, как правило, горизонтальные, что представляет дополнительные сложности для применения технологии гидроразрыва HiWAY. Ученые компании Schlumberger пока не проводили глубокие модельные исследования механизма образования трещин с открытыми каналами в горизонтальных скважинах, тем не менее Petrohawk решила опробовать новую технологию. Для первого опробования метода компания выбрала две скважины: скважину № 1, расположенную в газоносном районе, и скважину № 2, расположенная в районе, где ведется добыча конденсата. Для обоснованного сравнения результатов имелись соседние скважины (рис. 22). Компания провела ГРП в соседних скважинах с помощью жидкостей разрыва, представляющих собой либо систему «slickwater», либо гибридную систему, в которой на этапе закачки «подушки» использовали систему «slickwater», а на стадии подачи жидкости с проппантом применяли жидкость на основе сшитого полимера. 12 Для проведения ГРП в скважинах по технологии HiWAY инженеры компании Schlumberger выбрали жидкость разрыва на основе гуаровой смолы, сшитой боратом. В скважине № 1 начальный дебит добычи газа был равен 411 000 м 3 / сутки (14,5 млн фут 3 / сутки), что на 37% выше, чем в самой продуктивной ближайшей скважине. Через 180 суток накопленная добыча газа в скважине № 1 на 76% превысила добычу газа в той же ближайшей скважине. Ожидается, что конечная суммарная добыча газа в этой скважине составит 252 млн м 3 (8,9 млрд фут 3 ). Сразу после ГРП скважина № 2 стала давать 130 м 3 (820 барр.) конденсата в сутки — на 32% больше, чем самая продуктивная из ближайших сопоставимых скважин. Через 180 суток накопленная добыча конденсата была на 54% выше, чем в самой продуктивной ближайшей скважине. На основании этих результатов компания Petrohawk стала более интенсивно применять технологию HiWAY. Десять новых скважин были закончены с использованием новой технологии, и их профили добычи были сопоставимы с профилями 12. Системы «slickwater» — рабочие жидкости для ГРП, состоящие из воды и полимера (обычно полиакриламида), добавленного для снижения давления трения при закачке жидкости через колонну. Скорость закачки систем «slickwater» высока — до 15,9 м3/мин (100 барр./мин). Соответственно, для интенсификации притока в скважине требуется большое количество воды. Нефтегазовое обозрение Осень 2011 Накопленная добыча газа, тыс. фут3 Расширение области применения технологии HiWAY На момент написания этой статьи в 8 странах мира было выполнено свыше 2600 ГРП по технологии HiWAY с коэффициентом результативности более 99,8%. Эти статистические данные подтверждают, что годы теоретических исследований и опытных работ позволили выработать надежные критерии расчетов и исполнения. Создание несплошных проппантных набивок существенно снижает стоимость и экологическое воздействие ГРП. Было подсчитано, что в общемировом масштабе добывающие компании сэкономили более 86 180 000 кг (190 млн фунтов) проппанта, по сравнению с количеством проппанта, которое было бы израсходовано на ГРП традиционными методами. Это означает, что для доставки проппанта на месторождения потребовалось приблизительно на 7000 рейсов грузовиков и 900 рейсов железнодорожного транспорта меньше. Соответственно и потребление дизельного топлива сократилось примерно на 283,9 м 3 (75 000 галл.), а количество выбросов CO 2 в выхлопных газах снизилось приблизительно на 725 750 кг (1,6 млн фунтов). Область применения HiWAY продолжает расширяться. Так, инженеры ищут пути применения технологии в различных типах коллекторов. Промысловый опыт показал, что соотношение между модулем Юнга пласта и напряжением смыкания трещины, изначально заложенное как критерий применимости метода, оказалось слишком завышенным, и было снижено с 1000 до 350, что открывает возможности для применения технологии HiWAY в коллекторах и других типов, в том числе в сланцах. Первый успех применения технологии в горизонтальных скважинах на сланцах Игл-Форд подтолкнул 1 600 000 Скважина № 1 (HiWAY) Соседняя скважина Соседняя скважина Соседняя скважина 1 200 000 800 000 400 000 0 0 30 60 90 120 150 180 120 150 180 Время, сутки 120 000 Накопленная добыча нефти, барр. добычи, полученными в начальных опытных скважинах. Благодаря этому методу, добыча газа из сланцев Игл-Форд была увеличена на 51%, а добыча конденсата на 46%. Скважина № 2 (HiWAY) Соседняя скважина 100 000 80 000 60 000 40 000 20 000 0 0 30 60 90 Время, сутки Рис. 22. Профили добычи газа и нефти за 6 месяцев из горизонтальных скважин, в которых был проведен ГРП по технологии HiWAY, на месторождении Хоквилль в Техасе. — Добыча из газовых (вверху на рис.) и нефтяных (внизу на рис.) скважин, в которых была применена технология гидроразрыва HiWAY (синяя линяя), значительно превысила добычу в соседних скважинах. ученых к дополнительному моделированию и проведению опытных работ, чтобы лучше приспособить технологию HiWAY к условиям горизонтальных скважин. В результате на горизонтальные скважины приходится 69% всех работ по данной технологии, выполненных на сегодняшний день. Также начата работа, которая позволит применять технологию HiWAY не только в скважинах с обсадной колонной, но и в открытом стволе. Вполне возможно, что по мере успешного применения новой технологии в скважинах разных типов, несплошные проппантные набивки станут стандартом в нефтегазодобывающей отрасли. —ЭБН 21
