Особенности глушения скважин после гидравлического разрыва пласта

FEATURES OF killing OF WELLS AFTER HYDRAULIC fracturing

KOROTCHENKO A.N.1,
KISLITSYN A.A.2,
LARIN S.V.3
1 LLC «InTech»
Moscow, 125445, Russian Federation
2 FSBEI «Tyumen State University»
Tyumen, 625003, Russian Federation
3 LLC Yuganskneftegaz
Neftyugansk city, 628309, Khanty–Mansiysk Autonomous Okrug – Ugra, Russian Federation

Представлены результаты натурных экспериментов по глушению скважин после гидроразрыва пласта, в которых контролировались параметры процесса глушения: плотность жидкости глушения (ЖГ), ее расход в процессе закачки в скважину, объем закачанной ЖГ, а также плотность, давление и объем жидкости на выходе из скважины. Измерены объемы ЖГ, поглощенной пластом. Предложена методика определения коэффициента запаса ЖГ, основанная на применении формулы Дюпюи, и показано, что эта методика дает более точные результаты, чем расчет по объему закачанного проппанта.

The results of field experiments on killing of a wells after hydraulic fracturing are presented, in which the parameters of the killing process were monitored: the density of the killing fluid (KF), its flow rate during injection into the well, the volume of KF injected, as well as the density, pressure and volume of fluid at the outlet of the well. The volumes of liquid-absorbed material absorbed by the formation were measured. A method for determining the reserve coefficient of KF based on the application of the Dupuis formula is proposed, and it is shown that this technique gives more accurate results than calculating the volume of injected proppant.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в настоящее время является одним из самых эффективных методов интенсификации добычи нефти и активно используется при вводе скважин в эксплуатацию после бурения и зарезки боковых стволов (ЗБС) в низкопроницаемых коллекторах. Однако эффективность ГРП может снизиться, если планирование и организация работ произведены некорректно в части подбора удельного веса раствора глушения, его объема и процесса закачки. Так, наряду с преимуществами применения ГРП, нацеленного на создание отрицательного скин-фактора, возникают риски достаточно серьезного осложняющего фактора – проникновения ЖГ в трещину ГРП во время глушения скважины, с оттеснением жидкости ГРП, пластовой жидкости в призабойную зону. В практике имели место случаи, когда после закачки расчетного объема ЖГ, на выходе трубного/затрубного пространства мы не получали ожидаемую по плотности жидкость глушения. Использование блокирующих систем снижают степень проникновения, но не исключают риски поглощения полностью. Как результат, такие скважины требуют дополнительного сверхнормативного долива ЖГ, дополнительных циклов глушения скважины.
В статьях [1 – 5] нами был описан аппаратно-методический комплекс (АМК) для оптимизации и контроля технологических процессов закачивания ЖГ в скважину при проведении геолого-технических мероприятий. Сейчас же мы представляем результаты натурных экспериментов, выполненных с помощью этого АМК, по глушению ряда скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» после применения на этих скважинах ГРП.
При планировании глушения расчет объема V жидкости глушения осуществляется по стандартной формуле:
,
где K – коэффициент запаса ЖГ, учитывающий частичное поглощение жидкости глушения пластом; V0 – объем скважины, равный сумме объемов насосно-компрессорной трубы VНКТ и затрубного пространства VЗТП:

где hнкт – глубина спуска НКТ, м; hэк – глубина спуска эксплуатационной колонны, м; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d и d1 – соответственно внутренний и внешний диаметры НКТ, м;
Для скважин, на которых не проводился ГРП, коэффициент K можно принять равным 1,05 – 1,1, т.к. объем поглощенной ЖГ пластом обычно не превышает 5 – 10%, что подтверждено нами в статье [1]. На пластах с просаженным давлением поглощения могут быть больше. Для скважин после ГРП, как видно из приведенной ниже табл. 1, требуется существенно больший коэффициент запаса (от 1,15 до 2 и более).
Наиболее простым способом определения необходимого объема ЖГ после ГРП является известная формула [6], основанная на предположении, что ЖГ заполняет все поры проппанта, закачанного в скважину:

где m ≈ 0,4 – коэффициент пористости проппанта; Vпроп – объем закачанного в скважину проппанта, м3. Однако, как видно из табл. 1, эта формула почти во всех случаях дает сильно завышенный объем ЖГ.
Мы предлагаем другой метод расчета объема ЖГ, который основан на использовании формулы Дюпюи; для его применения кроме обычных данных о пласте и размерах скважины надо знать дебит скважины до и после ГРП.
В процессе глушения на забое скважины возникает избыточное давление, под действием которого ЖГ вытесняет пластовую жидкость и проникает в пласт в объеме, который определяется величиной избыточного давления, проницаемостью пласта после ГРП, вязкостью ЖГ, а также временем, в течение которого производилась закачка ЖГ. В зависимости от значений этих параметров объем проникновения ЖГ может быть существенно меньше, чем объем пор проппанта.
Увеличение продуктивности скважин после ГРП происходит благодаря образованию в призабойной зоне высокопроницаемых трещин. Это увеличение принято характеризовать отрицательным скин-фактором – безразмерным параметром, который удобен для сравнительного анализа эффективности ГРП на различных месторождениях. Однако для моделирования процесса глушения конкретной скважины удобнее воспользоваться моделью, в которой результат ГРП учитывается как увеличение эффективной проницаемости.
Запишем формулу Дюпюи для дебита скважины до и после ГРП:

где G0, G, k0, k – значения дебита скважины и проницаемости пласта до и после ГРП соответственно, hS - толщина («мощность») пласта, μ0 – вязкость пластовой жидкости (нефти), R – радиус контура питания скважины, b – радиус скважины, PR – контурное давление, Pb – забойное давление.
Обозначим для краткости:

Разделим процесс закачки ЖГ на 2 этапа так, как это было сделано нами в статье [1]. На 1-м этапе ЖГ движется вниз либо по НКТ, либо в затрубном пространстве между НКТ и обсадной колонной, вытесняя пластовую жидкость. Когда ЖГ достигает интервала перфорации, или башмака, начинается 2-й этап: ЖГ движется вверх, вытесняя пластовую жидкость. Проникновение ЖГ в пласт происходит во время 2-го этапа, причем объем ЖГ, поглощаемый в это время пластом за 1 секунду (GЖГ, м3/сек), равен:

где μ – вязкость ЖГ, Pизб – избыточное (над внутрипластовым) давление на забое, создаваемое нагнетательным насосом во время 2-го этапа глушения скважины.
Обозначим: VЖГпогл – объем ЖГ, поглощенной пластом; Q – производительность закачки (м3/с); t1 и t2 – продолжительность первого и второго этапов процесса закачки соответственно.

 


где Re = vρ0d/μ0 – число Рейнольдса для пластовой жидкости, kr – коэффициент эквивалентной шероховатости поверхностей труб. Значения других расчетных параметров в формулах (13) и (14) зависят от способа глушения:
– При прямом направлении закачки Pизб равно потерям давления при вытеснении пластовой жидкости через затрубное пространство. Поэтому в данном случае скорость движения жидкости v = (Q-GЖГ)/S2, где площадь поперечного сечения затрубного пространства S2 = π(D2 – d12)/4, а в качестве d берется ширина кольцевого зазора между обсадной колонной и НКТ: D – d1.
– При обратном направлении закачки Pизб равно потерям давления в НКТ, поэтому в данном случае скорость движения жидкости v = (Q-GЖГ)/S1, где площадь поперечного сечения НКТ S1 = πd2/4, d – внутренний диаметр НКТ.
При вычислениях необходимо учесть, что в правую часть формулы (13) в неявном виде входит искомая величина Pизб (через квадрат скорости v, а также через число Рейнольдса). Поэтому для нахождения Pизб надо, вообще говоря, организовать цикл последовательных приближений. Но, учитывая слабую зависимость числа Рейнольдса от скорости (корень 4-й степени), можно положить коэффициент λ ≈ const. Тогда, замечая, что из формул (7) и (9) следует


физического смысла не имеет.
Итак, при заданных параметрах скважины и пласта, при обоих направлениях закачки, единственным параметром, от которого зависят поглощенный объем VЖГпогл и коэффициент запаса K, является безразмерный параметр X, определяемый формулой (9), а единственным управляемым параметром является производительность закачки Q. После того, как направление закачки и величина Q назначены, все остальные параметры: b, X, Pизб, VЖГпогл, K по формулам (18), (19), (17), (10) или (12) определяются однозначно.
Для проверки предлагаемого нами метода расчета был выполнен анализ протоколов глушения 21 скважины ООО «РН-Юганскнефтегаз» после применения ГРП. Глушение выполнялось с помощью аппаратно-методического комплекса (АМК), описанного в статьях [1 – 5]; результаты анализа представлены в табл. 1 и на рис. 1. Для построения кривых 1 и 2 были взяты средние значения отношений объемов скважин: VНКТ/V0 ≈ 0,34 и VЗТП/V0 ≈ 0,66. При определении параметра X основным был третий вариант формулы (9), но в тех случаях, когда данные о G0 отсутствовали, параметр X определялся по первому или второму варианту формулы (9) в зависимости от имеющейся информации о параметрах пласта.
Значения дебитов скважин, а также значения других параметров сильно различаются, что отражено в широком диапазоне значений безразмерного параметра X: от 1,26 до 5,18. Однако почти во всех случаях, как видно из приведенных данных, расчет коэффициента запаса K по формулам (10) и (12) дает более точное согласие с фактическими данными, чем расчет по формуле (3) (по объему закачанного проппанта), что подтверждает адекватность предлагаемой нами методики расчета.

ВЫВОДЫ
Разработана методика определения коэффициента запаса ЖГ при глушении скважин после ГРП. С помощью аппаратно-методического комплекса выполнены натурные эксперименты по глушению ряда скважин после ГРП, подтверждена адекватность предлагаемой нами методики, которая может быть использована при планировании и проведении геолого-технических мероприятий, а также в алгоритмах автоматизированных программ глушения скважин.

Литература

1. Коротченко А.Н., Кислицын А.А., Ларин С.В., Розенберг Е.Б. Аппаратно-методический комплекс для оптимизации
и контроля технологических процессов закачивания раствора в скважину при проведении геолого-технических мероприятий // Бурение и нефть. 2017. № 12. С. 2—6.
2. Коротченко А.Н., Расамагин Н.И., Ходосовский В.Л. Контроль и регистрация параметров закачиваемых жидкостей при ТКРС // Бурение и нефть. 2013. № 9. С. 52—53.
3. Коротченко А.Н., Земляной А.А. Система регистрации параметров закачиваемых в скважину жидкостей // Бурение
и нефть. 2013. № 1. С. 49–50.
4. Патент № 2539041 РФ. Система регистрации параметров закачиваемых в скважину жидкостей / А.Н. Коротченко; зарегистр. в Госреестре изобретений РФ 26.11.2014.
5. Кустышев А.В., Коротченко А.Н., Колмаков Э.Э., Расамагин Н.И., Крюков П.И. Математическое моделирование технологических процессов закачивания раствора в скважину при проведении геолого-технических мероприятий // Вестник
ТюмГУ. 2015. Т. 1. № 4(4). С. 91–101.
6. Силин М.А., Магадова Л.А., Гаевой Е.Г., Губанов В.Б., Магадов В.Р., Елисеев Д.Ю. Применение жидкостей глушения на полисахаридной основе в скважинах с низким давлением и после гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2010. № 4. С. 104–107.
7. Справочник по расчетам гидравлических и вентиляционных систем / А.С. Юрьев, С.Ю. Пирогов, В.М. Низовцев и др. СПб: АНО НПО «Мир и семья», 2001. 1154 с.
8. Горбатиков В.А., Зубов М.В., Кислицын А.А. Математическая модель технологии дискретных закачек в системах поддержания пластового давления // Вестник ТюмГУ. 2005. № 4. С. 76—81.
9. Горбатиков В.А., Зубов М.В., Кислицын А.А. Системы поддержания пластового давления в новых условиях // Нефтяное хозяйство. 2006. № 1. С. 56—58.

References

1. Korotchenko A.N., Kislitsyn A.A., Larin S.V., Rozenberg Ye.B. Apparatno-metodicheskiy kompleks dlya optimizatsii i kontrolya tekhnologicheskikh protsessov zakachivaniya rastvora v skvazhinu pri provedenii geologo-tekhnicheskikh meropriyatiy [Hardware-methodical complex for optimization and control of technological processes of pumping a solution into a well during geological and technical measures]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2017, no. 12, pp. 2–6. (In Russian).
2. Korotchenko A.N., Rasamagin N.I., Khodosovskiy V.L. Kontrol' i registratsiya parametrov zakachivayemykh zhidkostey pri TKRS [Monitoring and recording parameters of injected fluids during TCRS]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2013, no. 9, pp. 52–53. (In Russian).
3. Korotchenko A.N., Zemlyanoy A.A., Sistema registratsii parametrov, zakachivayemykh v skvazhinu zhidkostey [System for recording parameters pumped into the well of liquids]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2013, no.1, pp. 49–50. (In Russian).
4. Korotchenko A.N. Sistema registratsii parametrov zakachivayemykh v skvazhinu zhidkostey [The registration system of the parameters of fluids injected into the well]. Patent RF № 2539041, 26.11.2014. (In Russian).
5. Kustyshev A.V., Korotchenko A.N., Kolmakov E.E., Rasamagin N.I., Kryukov P.I. Matematicheskoye modelirovaniye tekhnologicheskikh protsessov zakachivaniya rastvora v skvazhinu pri provedenii geologo-tekhnicheskikh meropriyatiy [Mathematical modeling of technological processes of pumping a solution into a well during geological and technical measures]. Vestnik Tyumenskogo gosuniversiteta [Bulletin of the Tyumen State University], 2015, vol.1,
no 4(4), pp. 91–101. (In Russian).
6. Silin M.A., Magadova L.A., Gayevoy Ye.G., Gubanov V.B., Magadov V.R., Yeliseyev D.Yu. Primeneniye zhidkostey glusheniya na polisakharidnoy osnove v skvazhinakh s nizkim davleniyem i posle gidrorazryva plasta [The use of polysaccharide-based extinguishing fluids in low-pressure wells and after hydraulic fracturing]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 2010, no. 4. pp. 104–107. (In Russian).
7. Yur'yev A.S., Pirogov S.Yu, Nizovtsev V.M. Spravochnik po raschetam gidravlicheskikh i ventilyatsionnykh system [Reference on the calculations of hydraulic and ventilation systems]. Saint-Petersburg, ANO NPO «Mir i sem'ya» Publ., 2001 1154 p. (In Russian).
8. Gorbatikov V.A., Zubov M.V., Kislitsyn A.A. Matematicheskaya model' tekhnologii diskretnykh zakachek v sistemakh podderzhaniya plastovogo davleniya [A mathematical model of discrete injection technology in reservoir pressure maintenance systems]. Vestnik TyumGU [Vestnik TyumSU], 2005, no. 4, pp. 76–81. (In Russian).
9. Gorbatikov V.A., Zubov M.V., Kislitsyn A.A. Sistemy podderzhaniya plastovogo davleniya v novykh usloviyakh [Systems for maintaining reservoir pressure in new conditions]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 2006, no. 1, pp. 56–58. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Коротченко А.Н.

    Коротченко А.Н.

    генеральный директор

    ООО «ИнТех»

    Кислицын А.А.

    д.ф.-м.н., профессор, профессор кафедры прикладной и технической физики

    ФГБОУВО «ТюмГУ» г. Тюмень, 625003, РФ

    Ларин С.В.

    заместитель начальника управления СТиС

    ООО «Юганскнефтегаз»

    Просмотров статьи: 59

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru