Оценка эффективности МГРП в скважинах Кошильского месторождения

Кошильское месторождение находится на третьей стадии разработки, накопленная добыча нефти составляет на 01.01.2012 г. 13280 тыс. т нефти, жидкости отобрано 33343 тыс. м³ при действующем фонде 194 скважины и обводненности 85%. Технологии ГРП постоянно совершенствуются, в связи с этим принято решение о проведении опытно-промышленных испытаний многоступенчатого ГРП на трех скважинах. Характерной особенностью этой технологии является оригинальное решение по эффективному отделению горизонтального сегмента секции, для контроля над точкой инициирования гидроразрыва пласта [1, с. 16].

В нефтяной практике существует несколько видов и технологий проведения поинтервальных ГРП в горизонтальных скважинах: установка поинтервальных песчаных мостов; использование поинтервальных пробок; использование жидких пакеров; струйный ГРП; использование сдвижных муфт (циркуляционных клапанов); использование разрывных муфт. За счет этих технологий обеспечивается повышение эффективности воздействия в каждый интервал продуктивного пласта, на рисунке (рис. 1).

Рис. 1. Схема заканчивания скважины для проведения МГРП

Такая схема позволяет за одну СПО осуществить обработку поинтервальную обработку пласта горизонтальной скважины. На скважинах использована система однократного действия, проход в циркуляционном клапане открывался сбрасываемым шаром. Циркуляционный клапан открывается только единожды. Посадочные шары сконструированы так, что обеспечивают герметичность и исключают их застревание в седле, поэтому могут быть выкачаны из скважины. Композитное покрытие рабочих деталей клапана и шаров предотвращает попадание мехпримесей в отверстия циркуляционного клапана извне. На месторождении пробурено 3 горизонтальные скважины 826, 1115, 902б для многостадийного ГРП в разных местах, на рисунке (рис. 2).

Рис. 2. Схема расположения горизонтальных скважин

Для примера приведем результаты проведения ГРП по скважине 902б, длина горизонтального ствола составляет 480 метров. После спуска скважиной компоновки и цементажа основной колонны скважин, произведен процесс посадки и герметизации заколонных пакеров хвостовика. Многоступенчатое ГРП в скважинах производили с использованием активируемых сбрасываемых шаров типа FracPORTS, проводился трехступенчатый ГРП, первоначально сбрасывался шар наименьшего диаметра. После открытия всех имеющихся каналов производилась закачка гелевой подушки с проведением мини ГРП и последующее основное ГРП. После проведения первого ГРП в такой же последовательности проводились со сбросом шаров второй ГРП и третий. После проведения ГРП производилась промывка и извлечение шаров [2, с. 35]. При первом ГРП по скважине 902б было закачено пропанта 16/20 в количестве 25 тонн и получены максимальное давления до 40МПа, среднее давление 20МПа, конечное давление 17МПа. Во втором ГРП закачено 17 тонн пропанта с давлениями, максимальное до 29МПа, среднее 20МПа, конечное 18МПа. В третьем ГРП закачено 31 тонна пропанта с давлениями, максимальное до 28МПа и конечное до 26Мпа [3, с. 27].

По расчету в каждом этапе проведения ГРП получены трещины с шириной до 2,4 мм, высотой до 31 метра и длиной до 110 метров. После запуска скважины 902б, входной дебит через месяц составил 64 т/сут по нефти, превышающий в разы дебиты окружающих скважин, на рисунке (рис. 3).

Рис. 3. Результаты ГРП после запуска скважине 902б

Средние входные дебиты по нефти по двум остальным скважинам 1115 и 826 составили 40 т/сут и 14 т/сут. Это дает право подтвердить, что метод многостадийного ГРП на месторождении эффективный и перспективный. По результатам работ на пилотных скважинах принято решение о тиражировании технологии с поинтервальным ГРП и в дальнейшем применение технологии будет продолжена.