Газпром нефть: лидер по наличию компетенций в проведении повторных многостадийных ГРП

В компании ПАО «Газпром нефть», начиная с 2011 года, большинство вновь вводимых скважин из бурения являются горизонтальными (ГС) с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). На текущий момент на месторождениях Компании пробурено порядка 2700 горизонтальных скважин с МГРП, оборудованных «пакерно-портовыми» компоновками хвостовиков (нецементируемыми), активируемые путем сброса «шаров-отсекателей», из которых около 800 оборудованы муфтами ГРП многократного действия.

С течением времени, под действием различных геологических и технологических факторов (вынос мех. примесей, пересыпание горной породой интервалов перфорации, кольматация проппантной набивки («вмятие» в пластичные породы, разрушение под действием стрессов), АСПО, соли и т.д.), происходит постепенное снижение продуктивности таких скважин. И на сегодняшний день, проблема выработки запасов и увеличения КИН, за счет повторной стимуляции горизонтальных скважин с МГРП — один из наиболее актуальных вызовов для специалистов «Газпром нефть».

Основными поводами проведения повторных ГРП (рефраков) является:

• Снижение продуктивности скважин в процессе эксплуатации (указано ранее);

• Полученные преждевременные остановки закачки – «СТОПЫ», случаи преждевременного завершения работ (с отклонением от программы);

• Стимуляция портов, пропущенных при первичном подходе.

Рекомендуемые критерии подбора кандидата под рефрак:

1. Пластовое давление Pпл не ниже 0,6*Pпл начальное;

2. Процент обводненности продукции не более 80%;

3. Остаточные запасы более 5 тысяч т;

4. Текущий скин-фактор более -3;

5. Глинистые перемычки не менее 15м до газо- и
водонасыщенных пропластков;

6. Удаленность от фронта нагнетания воды;

7. Наличие нестимулированного интервала при

Технологический вызов заключается в том, что типовая конструкция скважин, получивших широкое распространение («шаровые» компоновки хвостовиков с муфтами МГРП однократного действия), не предусматривают проведение повторных стимуляций, что создает трудности при подборе технологий повторной стимуляции:

• Управление портами невозможно;

• Отсутствует возможность селективной обработки интервала без применения дополнительных технологий;

• Не прогнозируется точка инициации и направление развития вторичной трещины;

• Наличие интервалов сужения диаметра компановки хвостовика.

Такое положение дел определяет два пути дальнейшего развития:

1. Подбор технологий повторных ГРП на текущих компоновках.

2. Подбор альтернативных методов заканчивания скважин.

На сегодняшний день рынок нефтесервисных услуг в области гидроразрыва предлагает достаточно большое количество технологий и подходов к проведению повторных МГРП. Все они, без исключения, заслуживают должного внимания, но все ли они работоспособны и универсальны?

Для ответа на этот вопрос и подбора оптимальной технологии проведения рефраков под условия месторождений ПАО «Газпром нефть» начались работы еще в 2014г.(см. статью П.И. Крюков, Гималетдинов Р.А., Доктор С.А., Файзуллин И.Г., Шайкамалов Р.Г. «Оптимизация технологии повторных многостадийных гидроразрывов пласта»//Нефтяное хозяйство. – УДК 622.276.66.02 – 2015. – №12. – С. 64–67).

Работа в данном направлении ведется и в настоящее время с учетом нового опыта, технологий и решений для проведения повторных стимуляций на скважинах ГС с МГРП. Проведятся опытно-промышленные испытания с целью выявления оптимальной технологии проведения рефраков.

В результате подобраны решения, как для скважин действующего фонда, так и для ввода новых.

Технологии проведения повторных МГРП на спущеных («шаровых») компоновках

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

• Фрезерование седел и шаров (если данные работы не были проведены перед запуском скважины в работу);

• Райбирование ствола скважины;

• Очистка ствола скважины шламоуловителем;

• Промывка скважины до выхода на поверхность раствора требуемого качества;

• Опционально, возможна очистка ствола скважины с использованием гидромониторной промывкой: удаление песка, твердых отложений из НКТ (парафинов, асфальтенов, растворимых твердых отложений и цемента);

• В случае спуска в скважину доп. инструмента для проведения ГРП необходимо сделать шаблонировку хвостовика скважины имитатором компоновки (соответствие диаметра и длины, во избежание аварий при СПО двухпакерной компоновки).

1.Технология с динамическим отклонением

Опробована технология проведения повторного ГРП с применением «динамического отклонения». Технология позволяет производить повторную интенсификацию на горизонтальных скважинах МГРП действующего фонда (нецементируемые хвостовики). Ее суть заключается в блокировании существующих, ранее простимулированных трещин, разлагаемым материалом и последовательной селективной закачке ГРП в существующие интервалы. В случае принятия решения о стимуляции новых зон вдоль горизонтального ствола, проводится гидропескоструйная перфорация (ГПП). 

Работа состава динамического отклонителя: крупные частицы блокируются при входе в трещину, мелкие частицы уменьшают проницаемость пачки для временной изоляции трещины, волокна консолидируют пачку, время разложения блок-пачки зависит от ее объема и пластовой температуры. 

Типовой порядок проведения работ:

• Проведение термометрии для выявления выработанных зон – принимающих интервалов (исследование температурного профиля горизонтального ствола скважины);

• Закачка отклонителя и блокирование существующих трещин (принимающих интервалов);

• ГПП (опционально);

• ГРП;

• Проведение термометрии для выявления месторасположения новой трещины ГРП за счет выявления температурных аномалий (исследование температурного профиля горизонтального ствола скважины);

• Проведение цикла требуемое количество раз;

• Освоение скважины;

• Демонтаж и демобилизация флотов ГРП и гибкой насосно – компрессорной трубы (ГНКТ).

Технология в Компании была реалзована:

• на 3 скважинах Вынгапуровского месторрождения ОАО «Газпромнефть-ННГ» (5, 4 и 4 стадии) — фаза 1;

• на 2 сквадинах Южно-Приобского месторождения ООО «Газпромнефть-Хантос» (по 4 стадии) — фаза 2;

• наиболее успешный опыт на 3 скважинах в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (3, 2 и 3 стадии).

Данная технология подтвердила свою работоспособность, однако, выявлен и ряд ограничений:

• присутствие риска развития трещины в интервале размещения блок-пачки;

• риск развития трещины в выработанные зоны пласта;

• высокая стоимость проведения работ в связи с необходимостью привлечения комплекса ГНКТ для проведения термометрии;

• Неоднозначные результаты по добыче требуют пересмотра критериев выбора скважин-кандидатов.

2.Технология с применением малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом

Проведение повторных стимуляций при помощи малогабаритного пакера на НКТ и отсыпки проппантом. 

Типовой порядок проведения работ:

• Качественная подготовка скважины, проведение шаблонировки для избежания аварий при спуско-подъемных операциях (СПО) малогабаритного пакера;

• Посадка малогабаритного пакера для отсечения открытых фрак-портов, расположенных выше;

• Проведение операции «замещение», определение приемистости;

• Закачка Мини ГРП;

• Выполнение основного ГРП с недопродавкой проппанта (последние стадии с высокой концентрацией — 2000кг/м3);

• Ожидание закрытия трещины и уплотнение проппантной отсыпки;

• Перепосадка пакера (бригадой капитального ремонта скважин – КРС) в следующий интервал, 

• Повторение цикла требуемое количество раз.

Несмотря кажущуюся простоту и использование «стандартного» оборудования, данная технология имеет ряд существенных ограничений.

• Высокие требования к качеству подготовки ствола скважины (фрезерование седел и шаров);

• Риск прихвата и повреждения малогабаритного пакера, износ эластомера при проведении спуско-подъемных операций (СПО);

• Дополнительные затраты на работу ГНКТ и СПО КРС.

При этом нет гарантированной изоляции стадий (возможны утечки в ранее простимулированные интервалы, риск получения «СТОПа»).

3.Технология проведения ГРП с применением двухпакерной компоновки

Использованием двухпакерной компоновки. Инструмент представляет собой компоновку многоразового действия, верхний пакер чашечного типа, оснащен форсунками для ГПП (опция), и проведения неограниченного количества стадий.

Типовой порядок проведения работ:

• Подготовка ствола скважины;

• Спуск инструмента в требуемый интервал, позиционирование;

• Пакеровка инструмента;

• Проведение ГПП;

• Активация чашечного пакера;

• Тест на приемистось;

• Проведение основного ГРП;

• Распакеровка, перевод инструмента в транспортное положение;

• Подъем к следующему интервалу.

• Посадка пакера; 

• Повторение цикла требуемое количество раз.

Благодаря наличию двухпакерной системы, позволяющей изолировать нужный интервал, данный инструмент можно использовать для проведения рефраков на имеющих «шаровых» компоновках. Такие работы были успешно реализованы на трех скважинах месторождений «Славнефть – Мегионнефтегаз»:

• 1 скважина — 3 стадии ГРП после ГПП по 25т проппанта каждая (114мм равнопроходной цементированный хвостовик).

• 1 скважина — 3 стадии ГРП в существующие порты по 25 т проппанта (114мм, нецементированный хвостовик, потребовалось разбуривание «шаровых муфт»);

• 1 скважина — 3 стадии ГРП в существующие порты по 15 т проппанта. Скважина с боковым стволом — 102мм., нецементированный хвостовик, потребовалось разбуривание «шаровых муфт»).

В «Славнефть – Мегионнефтегазе» аналогичная компоновка была успешно использована при проведении первичного ГРП в равнопроходных хвостовиках, оборудованных муфтами ГРП «разрывного» типа (срабатывание муфты и открытие перфорационных отверстий происходит при создании определенного давления) на трех скважинах по 8 стадий (5-7т проппанта на стадию).

Также имеется опыт повторной стимуляции двухпакерной компоновкой на двух скважинах ООО «Газпромнефть-Ямал», конструкция хвостовика в которых представлена секциями заколонных пакеров и фильтров.

Работы по спуско-подъемным операциям (СПО) инструмента осуществлялись силами КРС: скважина предварително подготавливалась (райбирование, с проработкой интервалов позиционирования чаш и посадок самой компоновки, шаблонирование горизонтальной части ствола скважины, промывка гидромониторной насадкой противопесочных фильторв и удаление кольматационного экрана в ПЗП). Далее, перед началом работ компоновка распологается выше всех фильтров в части «глухой трубы» (для исключения возможности перетока по заколонным пакерам) и проводится опрессовка чашек — «кап». В случае успешной опрессовке производится спуск компоновки в требуемый интервал, лоцирование «кап» в промежутках между фильтровыми секциями и проведение ГРП. Уникальность данных опытно- промышленных работ заключалась в сборке компоновке таким образом, что расстояние между «капами» было равно длине фильтровой части (что в данном случае являлось интервалом перфорации для ГРП) – это 140 и 170м.

Работа по СПО с двухпакерной компоновкой, возможны, как на НКТ, так и на ГНКТ Применение данной технологии сопряжено с высоким риском прихвата и повреждения компоновки, износ эластомера при проведении СПО. В случае получения «СТОПа»- высокие риски, связанные с распакеровкой двухпакерной системы и вымывом проппанта.

4.Технология проведения повторных стимуляций в «шаровых» компоновках с муфтами МГРП многоразового действия

При полномасштабном тиражировании технологии проведения МГРП с «шаровыми компоновками», в ответ на наши переживания касаемо предстоящих работ по повторным стимуляциям скважин с «шаровыми» фрак-портами однократного действия, часть производителей оперативно отреагировали и сработали на опрежение. Около 30% поставленных и спущенных по Компании компоновок, после 2015г. оказались с возможностью повторного закрытия/открытия.

По истечению трех лет работы в ООО «Газпромнефть-Хантос»» пришло время повторных ГРП на данных скважинах ГС с МГРП, и такие работы начались в 2018 году.

Была подготовлена скважина с 7ми стадийным МГРП (1 гидропорт и 6 фрак-портов), отфрезерованы посадочные седла (для шаров), очищен и отшаблонирован ствол.

Изначально планировалось закрытие всех муфт, проверка герметичности, далее по очередное открытие, проведение повторного ГРП и закрытие муфт: 1, 3, 5 и 7.

Первая попытка закрытия муфт осуществлялась специальной однопакерной компоновкой на ГНКТ. Не смотря на качественную подготовку скважины, в ходе ведения работ не однократно были получены затяжки и прихваты, также в работе компоновки наблюдались многочисленные проблемы в виде негерметичности пакера многоразового действия. Из 6ти фрак-портов закрыть удалось только: 7 и 6.

Далее была предпринята попытка смены компоновки на специальный ключ с гидромолотом, позволяющий передавать на порт большие нагрузки и создавать ударное воздействие. Однако, и эти попытки не увенчались успехом.

По заявлению производителя, вероятной причиной неудач при работе ключей с фрак-портами – высокая чувствительность к наличию в стволе скважины проппанта, а также посторонних предметов (различные фрагменты от фрезерования компоновки и эксплуатации скважины). Также к возможным причинам можно отнести недоработку самих многоразовых муфт (заклинивание цилиндра муфты).

По скважине было принято решение продолжить работу по повторным стимуляциям с использованием мостовых пробок для отсечения открытых нижних интервало. На текущий момент работы по скважине продолжаются и это только первый опыт проведения подобных работ, по этой причине ставить точку и делать выводы о работоспособности шаровых многоразовых фрак-портов еще рано.

Технологии МГРП при альтернативных методах заканчивания

Таким образом, накопленный опыт работ по рефракам на скважинах действующиего фонда позволил сделать вывод, что необходимо изменить сам подход к строительству скважин, а именно: переход на равнопроходные цементированные хвостовики с муфтами ГРП многократного действия.

Практически одновременно с первыми попытками проведения рефраков на «шаровых» компоновках, начиная с 2014г. в ПАО «Газпром нефть» стартовали работы по строительству горизонтальных скважин нового поколения, которые могут снять основные существующие ограничения при проведении рефраков.

Бесшаровая технология проведения МГРП с равнопроходными муфтами многоразового действия

Одним из примеров нового подхода является строительство горизонтальных скважин, оборудованных равнопроходными цементированными хвостовиками с муфтами МГРП многоразового действия. Управление муфтами осуществляется специальным ключом на ГНКТ. 

Типовой порядок проведения работ:

• Закрытие всех портов за одну СПО;

• Открытие требуемой муфты ГРП;

• Подъем ГНКТ или спуск ниже стимулируемого интервала;

• Проведение ГРП;

• Закрытие муфты;

• Переход к следующей муфте и повтор цикла работ.

Рис.6. Проведение ГРП с использованием муфт ГРП многоразового действия (ключ+профиль муфты).

Главные достоинства данного подхода:

• Условно «неограниченное» количество стадий (в случае риска прорыва в близко расположенные газо- или водоносные горизонты существует возможность снижения тоннажа и увеличения количества стадий для достижения запланированных добычных параметров);

• Наличие равнопроходного ствола (снижение риска аварий, прихватов, возможность проведения исследований работы фрак-портов);

• Благодаря цементированному хвостовику инициация трещины ГРП происходит напротив муфты ГРП в заданном интервале (отсутствие заколонных перетоков);

• Возможность селективной стимуляции требуемого интервала;

• Возможность управления скважиной (закрытие многоразовых муфт) в случае прорыва воды или газа;

• Отсутствие ограничений по дизайну ГРП  (концентрация, расход, тоннаж и т.д.).

Существующие риски:

• Возможный прихват при выполнении операций на ГНКТ;

• Высокие затраты на работу ГНКТ.

Технология была реализована в ООО «Газпромнефть-Ямал» на четырех скважинах:

• 2 скважины по 27 и 30 стадий МГРП;

• 2 скважины по 8 стадий МГРП

8 скважин (по 8, 12 и 21 стадий) в ожидании проведения ГРП. В ближайшее время по данной технологии запланировано проведение повторных ГРП.

Не смотря на то, что результаты успешного рерфака на многоразовых портах в Компании отсутствуют, на текущий момент – это один из самых перспективных подходов к строительству скважин и проведению ГРП, что подтверждается, как технологической, так и экономической эффективностью.

Выводы

На сегодняшний день поиски инструмента для проведения рефраков на текущих компоновках ГС с МГРП не завершены. 

На текущий момент вопрос работоспособности многоразовых муфт МГРП при повторном ГРП через 3- 5 лет остается открытым. Проведение ОПИ «рефрак на многоразовых портах» ожидается в ближайшее время.

Сравнение экономической эффективности от реализации повторных МГРП, также, показывает превосходства бесшаровых технологий за счет исключения необходимости высокоаварийных работ по разбуриванию оснастки хвостовика и нормализации забоя с применением комплекса ГНКТ.

Для скважин ГС с МГРП действующего фонда из представленных технологий можно выделить: технологию МГРП с использованием двухпакерной компоновки на НКТ.

Для ввода новых скважин ГС с МГРП анализ технологий показал, что наиболее перспективным направлением для реализации повторных МГРП на ГС является строительство равнопроходных цементированных хвостовиков, оборудованных многоразовыми сдвижными муфтами, переход на бесшаровые технологии, компоновки с растворимыми элементами, что предполагает пересмотр подходов заканчивания скважин.

Список используемой литературы: 

1 Методический документ ПАО «Газпром нефть»: Методические указания на проведение работ по многостадийному(многозонному) ГРП на месторождениях Компании. М-01.05.07-03

2 П.И. Крюков, Гималетдинов Р.А., Доктор С.А., Файзуллин И.Г., Шайкамалов Р.Г. «Оптимизация технологии повторных многостадийных гидроразрывов пласта»//Нефтя-

ное хозяйство. – УДК 622.276.66.02 – 2015. – №12. – С. 64–67).

3 Принадлежность рисунков:

1-2 – ПАО «Газпром нефеть»;

3 – Schlumberger + ООО «Газпромнефеть-НТЦ»;

4 – «Сибнефтемаш» + ООО «Газпромнефеть-НТЦ»;

5 – Halliburton;

6 – Schlumberger.

Авторы статьи:

Кулаков Константин Владимирович — Директор по развитию функции «Бурение и внутрискважинные работы» ООО «Газпромнефть НТЦ».

Тишкевич Сергей Викторович — Начальник Управления внутрискважинных работ ООО «Газпромнефть НТЦ».

Осташук Анатолий Дмитриевич – Руководитель направления управления  внутрискважинных работ ООО «Газпромнефть НТЦ».

Баркалов Станислав Юрьевич – Главный специалист управления внутрискважинных работ  ООО «Газпромнефть НТЦ».

Материал любезно предоставлен компанией ПАО «Газпром нефть» и журналом «PROнефть»