Анализ применения маркированного пропанта при проведении многостадийного ГРП на объекте

Размещено на http://www.allbest.ru/

Югорский государственный университет

Анализ применения маркированного пропанта при проведении многостадийного грп на объекте юві

Нанишвили О.А., Струков Е.В., Невольских Е.Н.

г. Ханты-Мансийск

Аннотация

В статье проведен анализ результатов применения технологии мониторинга притока в горизонтальных добывающих скважинах «GeoSplit», суть которой заключается в применении квантовых маркеров-репортеров, являющихся источниками точной информации о притоке воды и нефти. Одним из способов размещения маркеров в скважине является смешивание их с пропантной основой при проведении многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). Данная технология позволяет получать информацию о притоке по каждому интервалу МГРП в течение длительного промежутка времени.

Ключевые слова: многостадийный гидравлический разрыв пласта, мониторинг, маркер- репортер, индикатор притока.

Abstract

ANALYSIS OF THE APPLICATION OF MARKED PROPPANT WHEN CARRYING OUT MULTISTAGE FRACTURING OF THE OBJECT YUV1

Nanishvili O., Yugra State University,

Khanty-Mansiysk

Strukov E., Yugra State University, Khanty-Mansiysk

Nevolskikh E., Yugra State University, Khanty-Mansiysk

The article analyzes the results of using the inflow monitoring technology in GeoSplit horizontal production wells, the essence of which is the use of quantum marker-reporters, which are sources of accurate information about the inflow of water and oil. One of the ways to place markers in a well is to mix them with a proppant base during multi-stage hydraulic fracturing. This technology makes it possible to obtain information about the inflow for each multi-stage hydraulic fracturing interval over a long period of time.

Keywords: multi-stage hydraulic fracturing, monitoring, marker-reporter, inflow indicator.

Многостадийный гидравлический разрыв пласта является одним из самых распространенных методов увеличения нефтеотдачи, применяющихся в современной нефтегазовой отрасли. Одним из недостатков данного метода является невозможность определения результатов разрыва определенного интервала без проведения дополнительных исследований. На данный момент, для определения данных результатов принято проводить промыслово-геофизические исследования (ШИ), однако, в таком случае необходимо останавливать работу скважины, а результаты, полученные данным методом, позволяют оценить данные только в том интервале времени, на котором исследовательское оборудование находилось в стволе скважины. При этом, проведение каротажной операции в горизонтальной скважине является дорогостоящим процессом, требующим использование гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) или тракторов. Существует альтернативное решение -- применение маркированного пропанта, основанного на технологии маркеров- репортеров, которые закачиваются в скважину при проведении МГРП. Для каждого исследуемого интервала МГРП используется своя уникальная сигнатура, позволяющая получить точную информацию о притоке по каждой отдельно взятой стадии [1, 2].

Преимущества технологии [3]: низкая стоимость по сравнению с традиционными пги, при проведении которых используются гнкт или тракторы; более высокая оперативность исследований по сравнению с традиционными методами ГИС; отсутствие рисков при проведении внутрискважинных работ (таких как прихват оборудования); не требуется изменения в компоновке мгрп или обсадной колонне. Данная технология базируется на следующих компонентах [4]:

Квантовые точки -- это полупроводниковые нанокристаллы, размер которых составляет от 2 до 10 нм. Данные кристаллы образуются в результате высокотемпературного коллоидного синтеза. Коллоидные квантовые точки представляют собой класс люминофоров с уникальными свойствами флуоресценции за счет квантово-размерного эффекта. Маркеры- репортеры представляют из себя носители информации в виде полимерных монодисперсных сферических частиц, содержащих в своем составе определенные заданные комбинации квантовых точек. Применение маркеров репортеров позволяет получать точную информацию о притоке по каждому интервалу даже спустя время после проведения МГРП. Пробы пластового флюида, отобранные со скважины, анализируются в лаборатории методом проточной цитометрии. Итоговая информация позволяет скорректировать дизайн ГРП для более эффективного воздействия на пласт в будущем.

Применении технологии «GeoSplit» на объекте ЮВі

Продуктивный пласт ЮВ1 обладает относительно низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, для эффективной добычи флюида из которого необходимо применение методов интенсификации нефтеотдачи, к которым относится МГРП.

По состоянию на 1 января 2021 года на объекте ЮВі выполнено 723 операции ГРП, в том числе 653 операции ГРП на добывающем фонде скважины и 70 операций на нагнетательном. После ГРП скважины были выведены в эксплуатацию. Степень охвата фонда скважин методом ГРП составляет 91%. Проведение ГРП на добывающих скважинах объекта ЮВі увеличил добычу нефти на 9,9297 млн. т, при этом прирост в пересчете на одну скважинно-операцию составил 15,6 тыс. т. Начальный и среднегодовой прирост добычи нефти после ГРП составили 13,9 т/сут и 15,5 т/сут соответственно. скважина квантовый нефть маркер

Технология «GeoSplit» применялась на 3-х горизонтальных скважинах (№1000Г, 1001Г и 1002Г) при проведении МГРП. На скважине №1000Г был проведен ГРП 14.09.2019 г., ввод в эксплуатацию выполнен 21.09.2019 г. В ходе 4-стадийного процесса ГРП в пласт было закачано по 30 тонн пропанта, из них в каждую стадию закачено по 15 тонн пропанта марки «GeoSplit» с максимальной концентрацией 900 кг/м3 и расходом жидкости разрыва 3,5 м3/мин. Наибольшие значения притока жидкости из пласта получены на 4 ступени. Накопленный дебит на данной ступени составляет 30,3 % (Рисунок 1).

На скважине №1001Г ГРП выполнен 28-29.04.20120 г., запуск в работу произведен 21.05.2020 г. В ходе 5-стадийного процесса ГРП было закачано по 31 т пропанта, из них в каждую стадию закачано по 15 т марки «GeoSplit» с максимальной концентрацией 900 кг/м3 и расходом жидкости разрыва 3,5 м3/мин. Наибольший приток был получен на 4 ступени. Накопленный дебит данной ступени составляет 24,3% (Рисунок 2).

Рисунок 1. Дебиты нефти и распределение притока по ступеням скважины №1000Г

Рисунок 2. Дебиты нефти и распределение притока по ступеням скважины №1001Г

На скважине №1002Г ГРП выполнен 24-26.07.2020 г., запуск в работу произведен 19.08.2020 г. В процессе проведения 8-ти стадийного ГРП в пласт закачано по 30 т пропанта, из них по 15 т марки «GeoSplit» в каждой стадии, при максимальной концентрации -- 800 кг/м3 и расходе жидкости разрыва -- 3,5 м3/мин. Наибольшие притоки нефти на протяжении всего периода измерений получен на 8 ступени (14,9% от общего) (Рисунок 3).

Рисунок 3. Дебиты нефти по ступеням, распределение притока по ступеням скважины №1002Г

При проведении ГРП каждая трещина была заполнена пропантом с разрушаемым полимерным покрытием, в котором содержался один из 8 различных трассеров, выполненных по технологии с применением квантовых точек. Во время процесса ГРП на скважине №1002Г были проведены комплексные работы по микросейсмическому мониторингу. За период наблюдений с 23.07.2020 г. по 27.07.2020 г. осуществлена регистрация микросейсмической эмиссии при производстве МГРП на восьми интервалах.

Микросейсмический мониторинг многостадийного гидроразрыва пласта на месторождении осуществляется посредством регистрации микросейсмической эмиссии, возникающей в результате образование трещин при проведении операций ГРП, на дневной поверхности с помощью малопертурной антенны, расположенной в эпицентральной зоне источников эмиссии, и специализированной обработки данных с помощью кластерных вычислений [5].

Решаемые задачи при микросейсмическом мониторинге МГРП: определение длины и азимута зоны трещиноватости; определения параметров микросейсмических событий и процесса закачки жидкости в трещинах; возможность визуализации области микросейсмической активности; построение карт плотности энергии; анализ стадий МГРП на основе подсчета энергетических параметров. Рисунки 4 и 5 дают представление о линейных размерах области микросейсмической активности. Цвет представляет совокупную плотность энергии микросейсмических событий.

На карты нанесена траектория ствола скважины №1002Г, соответствующие порты выделены цветом. Линейные размеры области микросейсмической активности по глубине составляют порядка 20 м.

Рисунок 4. Карта распределения источников микросейсмической эмиссии в процессе образования трещины разрыва при проведении МГРП в скважине №1002Г в проекции на вертикальную плоскость (A: порты 1-4, Б порты 5-8)

Рисунок 5. Карта плотности энергии источников микросейсмической эмиссии в процессе образования трещины разрыва при проведении МГРП скважины №1002Г в проекции на вертикальную плоскость (A: порты 1-4, Б порты 5-8)

По всем образцам отобранных проб был проведен комплекс исследований по выделению квантовых трассеров отдельно из каждой фазы, исследованию методами проточной цитометрии и с обработкой затем результатов и генерацией отчета в программном комплексе “GeoSplit”.

Подводя итог, можно сказать, что применение технологии “GeoSplit”, посредством закачивания вместе с пропантной смесью маркеров-репортеров, основанных на использовании квантовых точек, позволяет получать данные о притоке по каждой ступени после проведения МГРП в течении порядка 5 лет, без необходимости использования промыслово-геофизических исследований, тем самым отпадает необходимость в остановке скважины для проведения исследований и уменьшается время получения результатов.

Использование данной технологии позволяет получать актуальные данные и выполнять мониторинг ГРП, что в свою очередь дает возможность внести корректировки в проведение операций как на данной, так и на соседних скважинах, таким образом, повышается точность и эффективность проведения операций по увеличению нефтеотдачи на данном объекте.

Список литературы

1. Овчинников К. Н. Задачи разработки месторождений и бурения, решаемые с помощью технологии маркерной диагностики профилей притоков скважин // Нефть. Газ. Новации. 2019. №2. С. 71-77.

2. Дулкарнаев М. Р., Овчинников К. Н., Сапрыкина К. М., Малявко Е. А. Системы маркерной диагностики и мониторинга для эффективного управления разработкой месторождения // Инженерная практика. 2018. №11. С. 40.

3. Савельев К. Ю., Самойлова И. А., Вилков М. Н., Мальшаков Е. Н., Хакимов И. И. Практика применения метода маркерной диагностики на скважинах с многозонным гидравлическим разрывом пласта // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2023. №8. С. 51-57.

4. Овчинников К. Н., Гурьянов А. В., Бузин П. В. Перспективы применения маркерных методов для исследования профилей притоков горизонтальных скважин // Время колтюбинга. Время ГРП. 2017. №3 (061). С. 34-46.

5. Александров С. И., Мишин В. А., Буров Д. И. Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: успехи и проблемы // Технологии добычи и использования углеводородов. 2014. №2. С. 39-43.

References

1. Ovchinnikov, K. N. (2019). Zadachi razrabotki mestorozhdenij i burenija, reshaemye s pomoshh'ju tehnologii markernoj diagnostiki profilej pritokov skvazhin. Neft'. Gaz. Novacii, (2), 71-77. (in Russian).

2. Dulkarnaev, M. R., Ovchinnikov, K. N., Saprykina, K. M., & Malyavko, E. A. (2018). Sistemy markernoj diagnostiki i monitoringa dlja jeffektivnogo upravlenija razrabotkoj mestorozhdenija. Inzhenernajapraktika, (11), 40. (in Russian).

3. Savelev, K. Yu., Samoilova, I. A., Vilkov, M. N., Malshakov, E. N., & Khakimov, I. I. (2023). Praktika primenenija metoda markernoj diagnostiki na skvazhinah s mnogozonnym gidravlicheskim razryvom plasta. Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij, (8), 51-57. (in Russian).

4. Ovchinnikov, K. N., Guryanov, A. V, & Buzin, P. V. (2017). Perspektivy primenenija markernyh metodov dlja issledovanija profilej pritokov gorizontal'nyh skvazhin. Vremja koltjubinga. Vremja GRP, (3(061), 34-46. (in Russian).

5. Aleksandrov, S. I., Mishin, V A., & Burov, D. I. (2014). Mikrosejsmicheskij monitoring gidrorazryva plasta: uspehi i problemy. Tehnologii dobychi i ispol'zovanija uglevodorodov, (2), 3943. (in Russian).

Размещено на Allbest.ru