Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методов проектирования и анализа результатов гидравлического разрыва пластов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов проектирования и анализа результатов гидравлического разрыва пластов"
На правах рукописи
Салимов Олег Вячеславович
003471203
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И АНАЛИЗА РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТОВ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
2 и г; ?ГГ)9
Бугульма-2009
003471203
Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть».
Научный руководитель: доктор технических наук, академик АН РТ
Ибатуллин Равиль Рустамович
Официальные оппоненты:
Ведущее предприятие
доктор технических наук, с.н.с. Фазлыев Рабис Тимерханович
кандидат технических наук, с.н.с. Поддубный Юрий Анатольевич
Альметьевский Государственный нефтяной институт
Защита диссертации состоится «18» июня 2009 г. в 10.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бухульма, ул. М. Джалиля, 32.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.
Автореферат разослан « » мая 2009 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук
И.В. Львова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы.
Впервые метод гидроразрыва пласта был применен для повышения продуктивности малодебитных скважин Канзаса в середине 40-х годов. Вслед за пиком применения в середине 50-х годов и дальнейшим значительным распространением в середине 80-х гидравлический разрыв превратился в одну из основных технологий стимуляции скважин. К 1993 году операция гидроразрыва была применена в сорока процентах новых нефтяных скважин США и семидесяти процентах газовых. С совершенствованием возможностей гидроразрыва и появлением технологии гидроразрыва высокопроницаемых пластов метод получил еще большее распространение. В настоящее время в Северной Америке более 60 % всех нефтяных скважин и 85 % газовых подвергаются гидроразрыву, и процент этот неуклонно возрастает.
Значительная часть операций по гидроразрыву пласта (ГРП) проводится в России. Например, на объектах ОАО «Татнефть» по состоянию на 01.01.09 г. выполнено 898 операции ГРП, включая 134 гидроразрыва с использованием кислоты (ГКРП), в том числе на добывающих скважинах - 695, на нагнетательных - 203 операции.
Ежегодно в ОАО «Татнефть» в среднем выполняется 110-120 операций ГРП. В ОАО «Татнефть» по состоянию на 01.01.09 г. имеется более четырех тысяч скважин с дебитом нефти менее 1 т/сут, которые потенциально могут быть объектами интенсификации добычи нефти, а скважин с дебитом нефти от 1 т/сут до 3 т/сут -свыше шести тысяч, всего более 10 тысяч с дебитом нефти менее трех тонн в сутки.
Несмотря на большой объем выполненных исследований по ГРП в проектировании гидроразрыва существует много нерешенных научно-технических задач: определение формы трещины, ее размеров, симметрии относительно скважины, азимута, проводимости. Кроме того, современные возможности измерения свойств породы и поля напряжений в пластовых условиях, которые определяют направление распространения и геометрию трещин гидроразрыва, пока ограничены. Однако по этим проблемам ведутся многочисленные исследования, в которых инженерная интуиция все более вытесняется математическим моделированием с применением ЭВМ. Одним из широко используемых в мире инструментов моделирования, который применяется также и в ОАО «Татнефть», является программный комплекс, разработанный фирмой Meyer&Associates, Inc. (в дальнейшем просто симулятор Майера).
Гидроразрыв пласта - сравнительно сложный, энергоемкий и дорогостоящий технологический процесс. Поэтому для обеспечения его технологической и экономической эффективности необходимо тщательное и всестороннее изучение объекта воздействия и составление обоснованного проекта.
В связи с вышеизложенным актуальной задачей нефтяной науки в настоящее время является совершенствование технологии ГРП. Проблемы эффективного осуществления технологии гидроразрыва пластов неразрывно связаны с повышением качества их проектирования.
Цель работы
Повышение эффективности гидравлического разрыва пластов на основе совершенствования методов моделирования и проектирования.
Задачи исследований
1 Анализ методов моделирования процесса гидравлического разрыва пласта и обоснование выбора симулятора для горно-геологических условий месторождений ОАО «Татнефть»;
2 Обобщение исследований и определение упругих свойств горных пород: модуля Юнга, коэффициента Пуассона, трещиностойкости, сжимаемости пластовых систем.
3 Совершенствование методов проектирования новых технологий ГРП для многопластовых разрезов с наличием продуктивных пластов высокой и средней проницаемости;
4 Разработка методики прогноза технологического эффекта для обводненных скважин и оптимизация процесса;
5 Совершенствование методов анализа технологического процесса ГРП с целью определения параметров для проектирования.
Методы решения задач
Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных, анализа опыта проведения гидравлического разрыва пластов месторождений Татарстана, Башкортостана, Пермского края и Самарской области, а также путем проведения вычислительных экспериментов. В работе использовались программы численного математического моделирования процесса гидроразрыва фирмы Meyer&Associates. При расчетах технологических параметров использованы программы MathCad, Excel и апробированные методы математической статистики.
Научная новизна
1 Экспериментально определены значения трещиностойкости для пород нефтяных месторождений юго-востока Татарстана.
2 Получены зависимости эквивалентной вязкости движущейся в пласте жидкости от соотношения объемов нефти и воды для условий терригенного девона и среднего карбона Ромашкинского месторождения.
3 Дано теоретическое объяснение причин аварийного завершения процесса гидроразрыва по высокому давлению (СТОПа) в многопластовых разрезах с высокопроницаемыми коллекторами на нефтяных месторождениях Республики Татарстан.
4 Установлена зависимость между водонасыщенностью и обводненностью продукции для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения для целей выбора параметров ГРП при проектировании.
5 Определены условия для применения комплексной интерпретации методов волнового акустического каротажа и гамма-каротажа спектрометрического при определении сжимаемости горных пород для проектирования ГРП.
Защищаемые положения
1. Результаты определения трещиностойкости горных пород нефтяных месторождений юго-востока Татарстана.
2. Методика определения коэффициента сжимаемости пластовой системы.
3. Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов.
4. Методика прогнозирования технологического эффекта после ГРП для обводненных скважин.
5. Методика оценки давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе ГРП.
Практическая ценность
1 Разработаны приемы совместного использования симуляторов гидроразрыва с другими программами, позволяющие существенно расширить функциональные возможности анализа ГРП. Предложен метод определения потерь давления в призабойной зоне.
2 Предложен метод и разработан алгоритм пересчета забойного плана закачки на устьевой и наоборот, не имеющий ограничения на постоянство расхода закачки. Разработанный алгоритм является универсальным, существенно дополняя возможности программ-симуляторов гидроразрыва.
3 Обобщены результаты исследований механических свойств горных пород и определены среднестатистические величины модуля Юнга и коэффициента Пуассона для девонских отложений Ромашкинского месторождения.
4 Реализована методика и последовательность расчетов по программе PL3D моделирования для создания оптимального плана закачки при гидроразрыве высокопроницаемых пластов.
5 Предложена методика определения технологического эффекта (по дебиту и дополнительной добыче нефти) с использованием однофазной моделирующей программы.
6 Модифицирована программа интерпретации данных волнового акустического каротажа, для определения достоверных значений упругих параметров пластов.
7 Разработаны методики оценки давления смыкания, потерь давления на трение в трубах, в перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта.
8 Установлена возможность оперативной оценки результатов проведенного ГРП с пропантом по кратковременной записи падения давления после отключения насосов.
9 Показано, что наилучшее соотношение получаемой прибыли и затрат на проведение гидроразрыва пластов терригенного девона для месторождений ОАО «Татнефть» получается от трещин длиной около 30 м.
Результаты, полученные автором данной работы, использовались при проектировании и анализе процессов гидравлического разрыва пластов Ромашкинского месторождения.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались автором на двух молодежных научно-практических конференциях ОАО "Татнефть" (г. Лениногорск, 2007 г. и 2006 г.), на научно-технической конференции посвященной 60-летию разработки Ромашкинского месторождения (г. Лениногорск, 2008 г.) и на заседании методсовета отдела эксплуатации и ремонта скважин института «ТатНИПИнефть».
Публикации
По теме диссертации опубликовано 8 статей в рецензируемых научных журналах по перечню ВАК, одна статья в сборнике докладов и одна монография. В опубликованных работах автору принадлежит обобщение материалов, проведение расчетов, анализ полученных результатов.
Структура и объем работы
Диссертационная работа содержит введение, пять тематических глав, основные результаты и выводы, список литературы из 177 наименований. Объем работы составляет 195 страниц, в том числе 66 рисунков и 30 таблиц.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность и важность проблемы проектирования гидравлического разрыва пласта, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее апробация.
При проектировании гидроразрыва решается три комплекса задач:
- прогноз дебитов нефти и газа, которые могут быть получены при создании трещин различной длины и проводимости для данного пласта;
- расчет технологических параметров гидроразрыва, обеспечивающих образование трещин требуемой длины и проводимости;
- определение чистого годового дохода от проведения ГРП.
Первому комплексу задач - работе пласта с трещиной гидроразрыва посвящены работы многих исследователей, как отечественных, так и зарубежных. Большой вклад в решение этой проблемы внесли Cinco-Ley Н, Gringarten А.С., Ramey H.J., Р.Т. Апасов, Г.И. Баренблатг, С.И. Грачев, Ю.П. Желтов, А.Г. Загуренко, Р.Р. Ибатуллин, П.Ю. Казанцев, Р.Д. Каневская, А.Н. Карнаухов, M.J1. Карнаухов, Р.М. Кац, Р.М. Курамшин, Р.Я. Кучумов, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, Ю.А. Поддубный, А.А. Поздняков, А.В. Саранча, И.Н. Стрижов, Р.Е. Теслюк, Р.Т. Фазлыев, Р.С. Хисамов, С.А. Христианович и др. Разработаны программы, учитывающие гидроразрыв пласта при проектировании разработки, например, «ТехСХЕМА» «СургутНИПИнефть».
Второй комплекс задач - проектирование технологии гидроразрыва - наиболее обширен и активно развивается. Образование трещины заданных параметров зависит от многих факторов, не поддающихся точному определению и контролю, особенно по вопросу направленности распространения трещины. Поэтому возможности определения ограничены по существу выбором соответствующих материалов (жидкостей, присадок и пропантов), а также объемов, темпов и режимов их закачки. Здесь доминируют работы зарубежных авторов - Т.К. Perkins, L.R. Kern, R.P. Nordgren, M.J. Economides, K.G. Nolte, J.L. Gidley, S.A. Holditch, D.E. Nierode, R.W. Veatch, N.R. Warpinski, J.L. Elbel, M.B. Smith и др.
Многие разработанные ими методики реализованы в программных комплексах, которые нашли широкое распространение по всему миру.
В последние годы рядом отечественных исследователей ведутся работы по расчету геометрии трещины, используя различные сложные математические методы. К ним относятся, например, работы О.П. Алексеенко и A.M. Вайсмана, П.А. Мартынюка, В.М. Неборского, A.B. Татосова, Г.Е. Имангалиевой, В.В. Зубкова, Ю.Н. Васильева и В.А. Ратаушкина, H.H. Смирнова и В.Р. Тагировой и других. Эти работы представляют большой теоретический интерес, хотя и не реализованы в программных продуктах, используемых в нефтяной промышленности.
Механизм трещинообразования при гидравлическом разрыве пласта и математическое моделирование этого процесса обсуждается в обзорах В.А. Реутова. Есть и разработанные программы, как например, FracSim (институт СибНИИНП), однако они используются в основном в разработавших их организациях.
Изучением упругих свойств горных пород занимались В.М. Добрынин, Ю.П. Желтов, В.Н. Кобранова и др. Разработке рецептур жидкостей для гидравлического разрыва пласта посвящены работы Г.А. Орлова, М.Х. Мусабирова, С.А. Рябоконя, JI.A. Магадовой и др.
Третья задача - экономическая, связана с двумя предыдущими. Проектирование технологии ГРП увязывается с экономической оценкой результатов и предполагает решение задачи оптимизации.
В первой главе рассмотрены методы проектирования и анализа результатов гидравлического разрыва пластов.
Историческое развитие технологии, методов проектирования и оценки результатов ГРП включает три этапа: преодоление загрязненной зоны, массированный разрыв и технология TSO.
Процессы ГРП на первом этапе были малообъемными, имеющими цель пройти прискважинную зону загрязнения буровым раствором в пластах проницаемостью около 1 миллидарси.
Второй этап возник в связи с ростом цен на природный газ. Это привело к развитию технологии массированного гидроразрыва. При этом впервые за 30-летнюю историю гидроразрыва стал проводиться обширный комплекс исследований пласта.
Третий этап - развитие концевого экранирования (TSO). Возможность успешного проведения процесса по технологии TSO открыла путь для эффективного гидроразрыва высокопроницаемых пластов.
Анализ развития трещины ГРП включает определение ее геометрии. Известны многочисленные методы картирования трещин, такие как радиоактивные
индикаторы, устьевые и забойные наклономеры, регистрация микросейсмических колебаний. Высокая стоимость проведения таких исследований ограничивает их применение. В противоположность этому анализ давления во время и после проведения процесса ГРП является наиболее популярной методикой получения полной картины развития трещины.
Основные горно-геологические условия проведения гидроразрывов на месторождениях Республики Татарстан отличаются следующими параметрами:
- Старый фонд скважин и выработанные залежи;
- Наличие множества пластов в продуктивном разрезе месторождений;
- Высокая проницаемость и разный литологический состав пластов;
- Малая толщина пластов, выбираемых для гидроразрыва;
- Обводненность продукции скважин.
Продуктивные пласты нефтяных месторождений Татарстана имеют широкий диапазон величины проницаемости - от нескольких до сотен тысячных долей микрометра в квадрате. Гидравлический разрыв проводится в основном на пластах средней (от 5-Ю'3 до 50-Ю'3 мкм2) и высокой (свыше 50-Ю'3 мкм2) величины проницаемости. Многопластовость разреза и высокая проницаемость пластов, характерная для условий месторождений Татарстана, накладывает особые требования к проектированию гидравлического разрыва. При этом следует учитывать, что ГРП является не только средством интенсификации добычи, но и может воздействовать на вовлечение новых извлекаемых запасов.
Параллельно с развитием технологий должны разрабатываться и совершенствоваться методы их проектирования, включая и определение исходных данных. Эти вопросы подробно рассмотрены в следующих главах работы.
В завершение главы обосновываются задачи исследования.
Во второй главе проведен анализ моделирующих программ и обоснование их выбора. Для практического расчета геометрии трещины в реальных горногеологических условиях ввиду сложности задачи и невозможности получения решения в аналитическом виде, а также трудоемкости численных расчетов, необходимо использовать моделирующие программы (симуляторы). Рассмотрены различные математические формулировки и допущения, используемые при расчете геометрии трещины, двумерные (2В) и трехмерные (РЗБ, РЬЗБ) модели, унифицированный дизайн на основе двухмерных моделей. Проведен анализ соответствия горно-геологическим условиям проведения ГРП в Республике Татарстан основных технических характеристик пяти промышленных симуляторов гидроразрыва (5йтР1ап, М&ас, РгасРго, РгасСАБЕ, ТеггаРгас). Истинные 30
программы (СОНРЕК, РКАИСЗБ) редко используются для проектирования ГРП и в данной работе не рассматривались. Отличительные особенности программ приведены на рисунке 1.
Рисунок 1 - Параметры моделирующих программ
Используемые в промышленности симуляторы дополнены следующими возможностями расчета:
- перенос и осаждение пропанта;
- гидравлические процессы в скважине;
- увеличение коэффициента продуктивности;
- экономическая оптимизация процесса.
Для проектирования ГРП в горно-геологических условиях месторождений Республики Татарстан по своим функциональным возможностям наиболее соответствует программа Майера.
В третьей главе представлены результаты исследований по определению упругих свойств и трещиностойкости горных пород месторождений юго-востока Татарстана.
Работы по определению упругих параметров пород акустическим методом проводились в лаборатории петрофизики ТатНИПИнефть в период с 1992 по 1996
и
годы. Однако, чтобы иметь возможность использовать этот материал для проектирования ГРП, необходимо:
а) Динамические модули упругости, определяемые при акустических исследованиях образцов, пересчитать в модули, определяемые при статических условиях.
б) Осуществить привязку керна к пластам, поскольку в таблицах результатов указаны лишь интервал долбления, вынос керна и место взятия образца.
Результаты определений по скважинам, типичным для процесса ГРП, были сгруппированы нами по продуктивным породам девонских отложений и породам перемычек. Кондиционная граница между коллекторами и неколлекторами принята в соответствии со сложившейся практикой на величине пористости, равной 11 %. Переход от динамического модуля Юнга к статическому осуществлялся по корреляционным формулам.
Результаты этой работы показали, что значения статического модуля Юнга по коллекторам терригенного девона изменяются в пределах от 0,578* Ю10 до 1,068x10го Па и в среднем для рассматриваемых площадей составляют 0,778x1010 Па. Для неколлекторов модуль Юнга в два раза выше, изменяясь от 1,464*Ю10 до 2,076*Ю10 Па и составляя в среднем 1,812* Ю10 Па.
Коэффициенты Пуассона для коллекторов и неколлекторов различаются очень незначительно. Наиболее частое значение для коллекторов - 0,31; для неколлекторов -0,32.
Одним из самых важных параметров, определяющих успех гидроразрыва высокопроницаемых пластов с созданием СТОПов, является модуль Юнга. Он определяет величину роста давления на завершающей стадии процесса. При высоком значении модуля Юнга процесс TSO (TSO - tip screenout - преднамеренное создание СТОПа у вершины трещины и продолжение закачки при постоянном расходе до конца процесса, приводящее к значительному росту ширины трещины) приходится прерывать, переходить в режим Frac-Pack (начинают как процесс TSO, однако в конце процесса снижают расход, поддерживая устьевое давление постоянным, что не допускает чрезмерного раздувания трещины) или вообще останавливать процесс. Поэтому для проектирования указанных технологий необходимо располагать точными значениями модуля Юнга и коэффициента Пуассона.
Исследования в скважинах с применением прибора ВАК-8 волнового акустического каротажа были проведены опытно-методической партией № 31 ОАО «ТНГ-Групп». При рассмотрении первых результатов исследований методом волнового акустического каротажа было установлено, что боковое горное давление и
модуль Юнга не укладываются в нормальные диапазоны значений, отличаясь на порядок и более. Выяснение причин этого показало на необходимость доработки методики интерпретации. После проведенной корректировки на коэффициент разгрузки и динамические условия измерений результаты стали соответствовать действительности. При изучении сжимаемости пород нами было предложено дополнить комплекс исследований методом спектрометрического гамма-каротажа.
Нами впервые в Российской Федерации проведены экспериментальные исследования трещиностойкости (по другой терминологии - вязкости разрушения) горных пород с целью использования результатов при проектировании гидравлического разрыва пластов. Испытания были проведены по «бразильскому» методу*, рекомендованному в качестве основного Международным обществом по механике горных пород.
Для определения трещиностойкости было отобрано 60 образцов горных пород. Из них 30 образцов из терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения, 20 образцов из карбонатных отложений башкир-верейского возраста Пионерского месторождения, и 10 образцов из карбонатных отложений турнейского яруса Черемшанского месторождения. Отбор образцов был приурочен к тем отложениям и площадям, где ведутся работы по гидравлическому разрыву пластов.
Испытания были проведены на машине для испытаний цементных образцов-балочек на изгиб и сжатие МИЦИС-300К в соответствии с требованиями методики 181Ш. Полученные средние значения трещиностойкости пород приведены в таблице 1:
Таблица 1 - Средние значения трещиностойкости (в кПа-м"2)
Отложения Коллектор Неколлектор
Средний карбон 470,0 644,4
Турнейский ярус 675,4 646,7
Терригенный девон 317,2 552,3
Измеренные значения заметно ниже обычно используемого в программах моделирования гидравлического разрыва значения 1000 кПа-м"2. Низкие значения трещиностойкости терригенных коллекторов объясняются, по всей видимости, присутствием глинистого цементирующего материала (по описанию это глинистые
' Suggested method for determining mode 1 fracture toughness using cracked chevron notched brazilian disc (CCNBD) specimens. International Society for Rock Mechanics. Commission on testing methods. 1995 year.
песчаники и алевролиты). Значения трещиностойкости карбонатных пород хорошо укладываются в границы диапазона, указанного в справочных изданиях.
Важным параметром для проектирования ГРП является также коэффициент сжимаемости пластовой системы, который зависит от сжимаемости нефти, воды, свободного газа и пор породы, а также от насыщенности породы флюидами.
Прямые замеры коэффициента сжимаемости пород при статических нагрузках часто отсутствуют. Поэтому была разработана методика, которая позволяет определять коэффициент сжимаемости пластовой системы расчетным путем.
В основу методики положена экспериментальная зависимость Ван-Дер-Кнаппа:
1-^ИО-' О)
(сг-ст)' da
где ср - коэффициент сжимаемости пор породы, (фунт/кв. дюйм)"1;
а - внешнее напряжение на материал породы, фунт/кв. дюйм;
а- напряжение в пластовой жидкости, фунт/кв. дюйм.
Эффективное напряжение а-а вычисляется по формуле
a-ä = (p!-pl) + a~)<pl-p) , (2)
da
где pz - горное давление;
Pi - начальное пластовое давление;
р - текущее пластовое давление.
Нами была подобрана эмпирическая формула, аппроксимирующая графики Марека для песчаников:
= + •[0,37(т-2)Г", (3)
da 7500
т - коэффициент пористости, проценты.
Формулы (1), (2), (3) решаются совместно в EXCEL в режиме циклических ссылок. Кроме того, для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения нами была установлена зависимость между водонасыщенностью S, и обводненностью продукции В (в долях единицы):
D
Эта формула получена на основе рекомендованной Ю.П. Желтовым квадратичной аппроксимации функции Баклея-Леверетта. Воспользовавшись определениями относительных проницаемостей по керну, путем подбора констант в системе EXCEL была произведена настройка этой аппроксимации на конкретные условия Ромашкинского месторождения. Использование указанных предложенных и
известных зависимостей для параметров пласта позволяет рассчитать коэффициент сжимаемости пластовой системы.
В четвертой главе рассматриваются вопросы совершенствования методов проектирования ГРП. Составление плана закачки по заданной геометрии трещины проводится на основе двумерных моделей. В результате получают план закачки с забоя, причем для новых перспективных технологий ГРП это будет план с переменным расходом. В нем отсутствует стадия закачки жидкости, заполняющей ствол скважины. Однако технологу, чтобы управлять процессом ГРП, необходимо знать план закачки с устья, в котором учитывается влияние скважины.
При закачке с постоянным расходом проблем с пересчетом планов закачки с устья на забой и наоборот не возникает, любую конечную стадию в объеме скважины, не содержащую проппанта, можно переместить в начало и наоборот, поменяв при этом название (продавка - заполнение скважины).
Поскольку переход от забойного плана закачки к устьевому в моделирующих программах не предусмотрен, однако он важен для технолога, была разработана методика и предложен алгоритм на базе пакета MS EXCEL, позволяющий рассчитать план закачки неоднородной смеси через любое сечение скважины, не имеющий ограничения на постоянство расхода.
Анализ показал, что задача решается достаточно просто, если выразить расход не в функции времени, а в функции объема смеси. Исходными в методе являются две таблицы. В одной задаем тип флюида, тип проппанта, его концентрацию в зависимости от накопленного объема закачки. В другой - расход закачки также в зависимости от накопленного объема закачки. Объединяя их в один диапазон и проводя сортировку по накопленному объему закачки, а затем группировку получившихся мелких стадий, получаем требуемый план закачки.
По указанному алгоритму были проведены расчеты с одного плана на другой, в прямом и обратном направлениях. Выполнение алгоритма привело в точности к тому же самому исходному плану. Это позволяет рекомендовать разработанный алгоритм к использованию в практике гидравлического разрыва пласта.
Ключевой момент в разрыве высокопроницаемых пластов - это технология концевого экранирования, которое задерживает горизонтальный рост трещины и позволяет увеличить ее ширину. В результате создаются трещины, имеющие необходимую высокую проводимость. Увеличение ширины трещины связано с ростом давления закачки, что является сдерживающим фактором. Поэтому эта технология может применяться в достаточно мягких породах (с низким значением модуля Юнга, примерно около 5000 МПа). Для пород с более высоким значением
модуля Юнга, примерно до 10000 МПа, может применяться ее разновидность, называемая упаковкой трещины (FracPack). Для очень жестких пород подходит только технология обычного (нормального) ГРП без концевого экранирования. Поскольку высокопроницаемые породы обычно мягкие и имеют низкий модуль упругости, то для них основными технологиями являются TSO и FracPack, которые создают оптимальную для этих условий геометрию трещины.
Оптимизация заключается в получении трещины с безразмерной проводимостью в интервале значений от 1,26 до 1,6, увеличивая количество пропанта, при следующих ограничениях:
- по максимальному давлению закачки;
- по максимально допустимой концентрации пропанта;
- по максимальному объему жидкости;
- по максимальной длине трещины.
Для получения трещины с нужной геометрией нужно создавать соответствующий план закачки. Проектирование гидравлического разрыва при этом будет многовариантным, а результат - оптимальным с точки зрения увеличения продуктивности скважины. В работе предложен алгоритм создания плана закачки и приведены примеры его реализации. Расчеты показали, что оптимизированные проекты ГРП дают больший прирост дебита и накопленной добычи, при одинаковой массе закачанного пропанта. Например, для одной из скважин Ромашкинского месторождения начальный дебит нефти после ГРП выше на 1 м3/сут для проектов с оптимизацией по сравнению с обычным процессом (рисунок 2).
6.5_
4-5
<ц X
U 4Л
lS
<u
3.5
2.5
///
Л /////
\\ i V/
V / /
V
//-й- 52.9 57.3
40.4 m 50.9 m 52.9 m 3 m
'f-br 63.2 m 88.1m
500 1000 1500 2000 2500 3000 3500
Время эксплуатации, сут
Рисунок 2 - Прирост дебита нефти в зависимости от времени. Шифр кривых - длина
трещины
Расшифровка кривых приведена в таблице 2. Во всех технологиях закачано пропанта 6000 кг с точностью до ±10 кг.
Таблица 2 - Параметры трещин для разных технологий
Длина трещины, м Технология ГРП Концентрация пропанта в трещине, кг/м2 Безразмерная проводимость трещины
40,4 Frac-Pack 10 2,978
50,9 TSO 6,2 1,621
52,9 Frac-Pack 6,5 1,587
57,3 TSO 5 1,203
63,2 Frac-Pack 5 1,079
88,1 Обычный процесс Не задается 0,376
При проектировании ГРП на месторождениях Татарстана часто используют упрощенную геологическую модель разреза, представленную чередованием лишь трех интервалов пород: неколлектор, коллектор (целевой пласт), неколлектор. При этом не учитывают наличие открытых интервалов перфорации пластов-неколлекгоров.
Нами было проведено моделирование процессов ГРП в разрезах с разной степенью детализации. В результате было установлено, что часть «СТОП»ов, возникающих при проведении гидравлического разрыва, вызваны именно особенностями напластования в изучаемом интервале разреза. Процесс в этом случае завершается нормально лишь в редких случаях. Совместный разрыв нескольких пластов снижает вероятность аварийного завершения процесса со «СТОП»ом. При неточном совпадении интервалов продуктивного пласта и перфорации закачка в неколлекторы, перемычки и породы с высоким значением модуля Юнга приводит к возникновению трещин, имеющих большую высоту. Это также снижает успешность процесса ГРП.
Однофазные моделирующие программы рассчитывают лишь кратность увеличения дебита. Для расчета технологического эффекта от ГРП в условиях обводненных скважин необходимо знать эквивалентную вязкость жидкости. Это величина, при подстановке которой в уравнение однофазной фильтрации будет получен такой же приток жидкости, как и по уравнению двухфазной фильтрации смеси воды и нефти при прочих равных параметрах.
Эквивалентная вязкость зависит от обводненности продукции скважины. Нами была получена эта зависимость, используя относительные фазовые проницаемости, определенные в лаборатории петрофизики ТатНИПИнефть для девонских и среднекаменноугольных отложений.
Чтобы вычислить технологический и экономический эффект, необходимо перейти от дебита жидкости к дебиту нефти. Для этого в нашей работе предложено использовать скорректированный двухфазный объемный коэффициент Ь'0, который имеет вид:
(5)
где В- обводненность продукции скважины, доли единицы;
Ьо - объемный коэффициент нефти.
Таким образом, для расчета технологического эффекта от гидроразрыва пласта в обводненных скважинах с использованием однофазных симуляторов необходимо: получить зависимость эквивалентной вязкости однофазной жидкости от обводненности продукции скважины; скорректировать объемный коэффициент продукции на величину обводненности; адаптировать параметры пласта и скважины так, чтобы симулятор воспроизвел базовый дебит скважины до гидроразрыва пласта; и осуществить прогноз дополнительной добычи нефти на основе скорректированных параметров.
Сервисные компании рассчитывают эффективность для каждой обработанной скважины в отдельности. При этом сравниваются выручка от реализации дополнительно добытой нефти и затраты на проведение ГРП. Этот подход хорошо подходит для оптимизационных расчетов процесса гидроразрыва.
Нами был проведен поиск оптимального масштаба проведения обычного процесса ГРП для условий девонских отложений Ромашкинского месторождения. Для этого подобрали семь наиболее типичных для гидроразрыва скважин НГДУ «Альметьевнефть», в которых был запроектирован и проведен процесс: № 21410, 21408, 15720, 11207, 14806, 14820, 14751. Дебеты нефти до мероприятия находились в пределах от 1,2 до 6,6 т/сут. Для указанных скважин провели проектирование нескольких сценариев процесса с расчетом технологической и экономической эффективности.
Поскольку все эти скважины давали продукцию с водой, для расчетов была использована разработанная выше методика. Проведенные нами расчеты показали, что наиболее интенсивно рост дебита происходит в интервале длины трещины до 30 м, затем рост замедляется и кривая почти выполаживается в интервале 90-100 м. На рисунке 3 показано, что наилучшее соотношение прибыли к затратам на проведение ГРП (индекс доходности) для условий терригенного девона Ромашкинского месторождения получается для трещин длиной около 30 м.
4,0
Н 3,5
§ 0,5 ---------------------I......-..............-г.................. ............................................................
о ---
О 20 40 60 во 100 120
Закрепленная длина трещины, м
Рисунок 3 - Зависимость индекса доходности затрат ГРП от закрепленной длины
трещины
В пятой главе рассмотрено совершенствование методов анализа технологического процесса ГРП.
Универсальность и удобство применения анализа давления способствует его применению во многих промысловых ситуациях, позволяя оценить процесс гидроразрыва либо непосредственно на скважинах в режиме реального времени, либо после завершения процесса для улучшения будущих проектов. Так как забойные давления в процессе гидроразрыва не регистрируются, необходимо располагать точными и надежными методами пересчета устьевого давления на забой, включающими возможность калибровки потерь на трение жидкости разрыва и жидкости с пропантом.
Нами предложена методика оценки потерь давления на трение в трубах в процессе гидроразрыва, которая заключается в кратковременных изменениях расхода закачки. Она легко выполнима и не влияет на результат проведения процесса. Изменения устьевого давления, вызванные последовательными изменениями расхода, позволяют получить таблицу фактических градиентов потерь на трение в трубах для данного типа жидкости.
Также предложена простая методика оценки давления смыкания трещины и потерь давления на трение в перфорации, которую целесообразно использовать, когда не проводится миниГРП. При этом производится закачка в пласт небольшого объема ньютоновской жидкости (воды или товарной нефти) и непродолжительное наблюдение за падением давления. Ее целесообразно использовать перед всеми
обработками, чтобы спрогнозировать возможные осложнения, связанные с перфорацией.
Калибровка потерь давления по разработанным методикам имеет следующие очевидные преимущества:
в расчете не используются вязкость и реологические параметры жидкости разрыва, а также коэффициент сопротивления трения;
все величины определяются именно для той жидкости, которая применяется в технологическом процессе на данной скважине.
После отключения насосов запись спада давления на устье в течение некоторого времени продолжается. В практике проведения гидроразрывов в ОАО «Татнефть» среднее время регистрации спада давления составляет 7 мин., минимальное 4 мин. и максимальное 12 мин. Время смыкания трещины при наличии в ней пропанта очень короткое, в пределах от 1,5 до 3,5 мин.
В условиях, когда давление смыкания существенно изменено наличием пропанта, расчет параметров трещины возможен путем непосредственного счета по теоретическим формулам. При анализе используются:
а) Безразмерная функция объема g(Ato), определяемая для эффективности жидкости, равной 1, по формуле:
(1 + Д^)2-Д^
4
£о = Я(0) = ~ (6)
где Дгв = -—— - безразмерное время смыкания;
1р
/-текущее время;
¡р - время закачки;
и для эффективности, равной 0, по формуле
£(ЛГ0) = (1 + Д/0)зпГ'(1 + Д/0)"1 + ы) и (7)
Значение функции для других значений эффективности жидкости определяется интерполяцией.
б) Безразмерная функция смыкания б:
С(Д^) = -[£(Л'0)-Яо]. (8)
ж
Анализ материалов по проведенным разрывам показал, что на графике зависимости устьевого давления р„ от С(А1а) четко фиксируется смыкание трещины на пропант, при этом начальный участок кривой спада получается прямолинейным.
Наклон этого участка р* теоретически связан с коэффициентом утечки С1 следующей формулой:
Р* = -
2с ,
МПа,
(9)
где гр - отношение проницаемой площади к общей площади трещины; с/- коэффициент сжимаемости трещины, м/МПа. В общем же случае такой график является криволинейным. Пример графика б для скважины 21183 НГДУ «Альметьевнефть» показан на рисунке 4. Начальный отрезок прямой от <3=0 до С~0,3 соответствует свободному смыканию, не искаженному влиянием пропанта. Определив угловой коэффициент начального участка, вычисляем коэффициент утечки, эффективность жидкости и длину трещины. Таким образом, кратковременная регистрация спада давления после пропантных разрывов в условиях нефтяных месторождений Республики Татарстан дает возможность оперативно оценить результат проведенной работы (параметры трещины) непосредственно на скважине, и кроме того, избежать дополнительных затрат на проведение миниГРП для определения коэффициента утечки.
0.2 0.3 0.4 С, безразмерное
Рисунок 4 - График безразмерной функции смыкания (7 для скважины № 21183
Высокие потери давления в приствольной зоне могут возникать в наклонно-направленных скважинах, при плохой сообщаемое™ скважины с пластом через перфорации, или когда перфорационные отверстия неудачно фазированы относительно плоскости трещины. Эта факторы оказывают негативное влияние на процесс гидроразрыва вследствие увеличения вероятности возникновения
незапланированных СТОПов, вызванных ограниченной шириной трещины вблизи ствола скважины. Прямой расчет потерь давления в приствольной зоне труден вследствие неопределенности геометрии трещины. Однако знание приствольных эффектов необходимо, чтобы понять происхождение СТОПов, предвидеть и избежать их появление. Для этого перед основным процессом выполняют миниГРП со ступенчатым снижением расхода жидкости.
Для расчета потерь давления в приствольной зоне по данным миниГРП необходимо знать эффективное давление в трещине. Введение предположительной оценки этой величины не представляется оправданным, поскольку в итоге можно придти к неверным выводам о развитии трещины в призабойной зоне пласта. Поэтому обработку данных миниГРП при ступенчатом снижении расхода необходимо проводить с привлечением программы, моделирующей гидроразрыв. В работе предлагается методика такого комплексного использования программ на основе объединения файлов записи и проекта миниГРП в один файл, который импортируется в программу EXCEL. Дальнейшая обработка проводится в этой программе, при этом используются уравнения баланса давлений в скважине и трещине. В результате получаем диагностический график, который показывает зависимость потери давления в перфорации, потери давления в приствольной зоне и суммарной потери давления от расхода закачки.
Алгоритм расчета был проверен путем моделирования в MFrac и показал хорошую точность.
В процессе развития трещины гидроразрыва возникают различные нарушения геометрии, как например:
- поворот плоскости трещины (переориентация);
- развитие трещин гидроразрыва в нескольких плоскостях;
- большой угол наклона или горизонтальное развитие;
- несимметричность трещины;
- развитие Т-образных трещин;
- извилистость трещин.
Об этом свидетельствуют расхождения фактических и проектных устьевых давлений.
Возможность оценки параметров и ориентации трещин гидроразрыва после ввода скважины в эксплуатацию предоставляют гидродинамические исследования скважин. В основе этого метода лежат результаты математического моделирования, полученные в работах Грингартена и Рейми.
По таблицам Грингартена и Рейми нами были построены палетки в системе MathCad. На эти же палетки наносилась фактическая КВУ (или КПД). Для обеспечения возможности передвижения фактической кривой вдоль осей координат с целью ее совмещения с одной из палеточных кривых был применен графический интерфейс пользователя MathSoft Slider.
При интерпретации выявилось, что не для всех скважин можно добиться совпадения фактической кривой с одной из кривых на палетке для вертикальных трещин. Почти в 30 % исследованных скважин характер восстановления (или падения) давления соответствовал горизонтальной трещине. Для некоторых скважин соответствие можно было получить как на палетке для вертикальных трещин, так и на палетке для горизонтальных трещин. Характерно, что параметры трещин (длина и проницаемость) в обоих случаях совпадали.
Теоретически на глубинах, соответствующих девонским пластам Ромашкинского месторождения, в тектонически спокойных областях возможно образование только вертикальных трещин. Однако в процессе разработки Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений в определенные периоды происходила активизация техногенной сейсмичности, с соответствующим изменением первоначального распределения напряжений. Проведенный анализ показывает, что возникновение горизонтальных трещин при ГРП в геолого-технических условиях объектов «Татнефти» не исключено. Это необходимо учитывать на всех этапах подготовки, проведения и оценки результатов гидроразрыва пласта.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В работе решен обширный комплекс задач, связанных с подготовкой исходных данных, проектированием и оценкой результатов гидравлического разрыва пласта. Основными результатами работы являются следующие:
1 Установлено, что задачам проектирования ГРП в горно-геологических условиях месторождений Республики Татарстан по своим функциональным возможностям наиболее соответствует модель, принятая в программном комплексе Майера.
2 На основе анализа фактического материала по определению модуля Юнга и коэффициента Пуассона произведена привязка керна и расчет средних значений для коллекторов и пластов-перемычек в интервале терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.
3 На основе исследований упругих свойств пород методом волнового акустического каротажа в девяти скважинах, выбранных для проведения гидроразрыва пластов (скв. 14719 Северо-Альметьевской площади, 32042, 32112, 20725, 20894, 32321 Альметьевской площади, 23633, 14033 Абдрахмановской площади, 9865 Кармалинской площади) проведена корректировка программ интерпретации. В результате получены реальные значения модулей упругости, дифференцированные по пластам и породам перемычек.
Установлено, что волновой акустический каротаж необходимо применять в тех скважинах, где планируется осуществить технологии TSO и FracPack. Целесообразно применять волновой акустический каротаж на новых площадях и интервалах разреза, где отсутствует достоверная информация для проектирования процесса.
4 Установлено, что на месторождениях Республики Татарстан технология TSO может быть выполнена при значениях модуля Юнга не выше 5000 МПа, а технология FracPack - при значениях не выше 10000 МПа. Для очень жестких пород выполнима только технология обычного ГРП без концевого экранирования.
5 Экспериментально получены фактические значения трещиностойкости для пород нефтяных месторождений юго-востока Татарстана.
6 Предложена методика и формулы для определения статического коэффициента сжимаемости, которые пригодны для работы в интервале эффективных напряжений от 13,79 МПа до 55,16 МПа, что подходит для условий всех месторождений юго-востока Татарстана.
7 Найден метод и разработан алгоритм пересчета забойного плана закачки на устьевой и наоборот, не имеющий ограничения на постоянство расхода закачки. Это является необходимым для проектирования процессов Frac-Pack. Разработанный алгоритм является универсальным, существенно расширяя возможности автопроектирования, заложенные в моделирующих программах.
8 Представлена методика и последовательность расчетов при составлении планов закачки на основе PL3D моделей, обеспечивающих безразмерную проводимость трещины в интервале 1,26 - 1,6. При использовании трехмерных моделей необходимо прибегнуть к процедуре адаптации, так как специфика численного метода (сеточная модель) не позволяет просто решить обратную задачу проектирования.
9 Установлено, что недостаточная степень детализации геологического разреза скважины при проектировании ГРП может привести к возникновению СТОПов в ходе процесса разрыва, за счет влияния соседних пластов. Показана необходимость учета вскрытых перфорацией пластов-неколлекторов.
10 Разработана методика расчета технологического эффекта для обводненных скважин с помощью однофазной моделирующей программы. Предложены методы расчета эквивалентной вязкости и объемного коэффициента однофазного флюида.
11 Представлены методики, по которым можно получить величины потерь на трение непосредственно в процессе ГРП (т.е. для применяемых жидкостей и труб). Применение данных, откалиброванных на скважине, существенно улучшает точность расчета забойных и эффективных давлений.
12 Установлено, что в скважинах Ромашкинского месторождения при проведении процессов обычного ГРП и TSO, в которых коэффициент заполнения трещины пропантом меньше единицы, начальный участок кривой падения давления получается прямолинейным, что позволяет использовать его для определения параметров созданной трещины.
13 Предложен способ определения зависимости потерь давления в перфорации и призабойной зоне от расхода закачки, в котором используется запись миниГРП и проект гидроразрыва.
14 За последние три года проведено 305 операций ГРП с пропантом, при проектировании которых учитывались рекомендации автора. За счет рекомендуемых мероприятий по оптимизации проектирования, а также более обоснованного подбора скважин средний прирост дебита после ГРП по ОАО «Татнефть» достиг по добывающим скважинам 3,8 т/сут (максимально по НГДУ «Альметьевнефть» - 4,8 т/сут), по нагнетательным 2,5 т/сут, по сравнению с уровнем 1998-2001 годов в 1,6 - 2 т/сут., когда начали проводить ГРП своими силами.
Число аварийных СТОПов, при которых не удалось закачать свыше 0,5 т пропанта, сократилось с 26 % в 2005 году до 19 % в 2008 году. Успешность операций возросла с 70 % до 87 %.
Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:
1 Салимов, О.В. Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пласта для условий ОАО «Татнефть» [Текст] /Р. Р. Ибатуллин, В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов //«Нефтяное хозяйство». - 2007. - № 5 - С. 80-82.
2 Салимов, О.В. Влияние соседних пластов на появление осложнений при гидравлическом разрыве [Текст] /Р. М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов //«Нефтяное хозяйство».- 2008. - № 2 - С. 70-72.
3 Салимов, О.В. Определение коэффициента сжимаемости пласта при проектировании и анализе эффективности гидравлического разрыва [Текст] /О.В, Салимов //Известия ВУЗов. «Нефть и газ». - 2008. - № 2 - С. 54-57.
4 Салимов, O.B. Анализ результатов гидроразрыва по кривой спада давления [Текст] /A.B. Насыбуллин, В. Г. Салимов, О-В. Салимов //Известия ВУЗов. «Нефть и газ». -2008.-№3-С. 42-48.
5 Салимов, О.В. Расширение функциональных возможностей программ моделирования гидроразрыва при комплексном использовании [Текст] /О.В. Салимов //НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности».-2008.-№ 3-С. 27-30.
6 Салимов, О.В. Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов [Текст] /О.В. Салимов //НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» - 2008. - № 5 - С. 39-43.
7 Салимов, О.В. Оценка давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта [Текст] /В.Г. Салимов, C.B. Насыбуллина, О.В. Салимов //НТЖ «Нефтепромысловое дело» - 2008. - № 7 - С. 28-33.
8 Салимов, О.В. Интерпретация данных гидродинамических исследований в скважинах с трещинами гидроразрыва [Текст] /C.B. Насыбуллина, О.В. Салимов //НТЖ «Бурение и нефть» - 2008. - № 7-8 - С. 54-57.
9 Салимов, О.В. Проектирование гидравлического разрыва пласта в системе Майера [Текст] /В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2008. - 156 с. - 350 экз. - ISBN 978-5-88595-155-5.
10 Салимов, О.В. Новые результаты исследований гидравлического разрыва пласта на основе моделирования [Текст] /В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов //Тезисы докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. - Лениногорск. - 2008. -С. 47-50.
Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 14.05.2009 г. Заказ №13050903 Тираж 100 экз.
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Салимов, Олег Вячеславович
Введение.
Глава 1. Методы проектирования и анализа результатов гидравлического разрыва пласта.
1.1 Эволюция методов проектирования и оценки результатов гидравлического разрыва пласта.
1.1.1 Первый этап развития: Преодоление загрязненной зоны.
1.1.2 Второй этап развития: Массированный гидроразрыв.
1.1.3 Третий этап развития: концевое экранирование.
1.1.4 Современный этап: гидроразрыв и управление разработкой.
1.2 Необходимая информация для проектирования ГРП.
1.3 Основы анализа развития трещины ГРП.
1.4 Горно-геологические условия проведения гидроразрывов в ОАО «Татнефть» и состояние работ.
1.5 Постановка задач исследования.
Глава 2. Анализ моделирующих программ и обоснование выбора.
2.1 Математическая постановка задачи.
2.1.1 Двумерные модели.
2.1.2 Трехмерные модели.
2.1.3 Расчет утечек жидкости.
2.1.4 Расчет переноса пропанта.
2.1.5 Расчет потерь давления в трубах.
2.1.6 Расчет потерь давления в перфорации.
2.2 Сравнение программ моделирования ГРП.
2.3 Применяемость программ в промышленности.
2.4 Состав и особенности программы Майера.
Выводы.
Глава 3. Определение упругих параметров горных пород.
3.1 Определение модулей упругости.
3.1.1 Лабораторные методы.
3.1.2 Геофизические методы.
3.1.3 Поправки, внесенные в программу интерпретации данных ВАК
3.1.4 Расчет констант упругости горных пород.
3.1.5 Результаты исследований.
3.2 Определение трещиностойкости.
3.2.1 Методика измерений.
3.2.2 Отбор и подготовка образцов.
3.2.3 Проведение измерений и результаты.
3.3 Определение коэффициента сжимаемости пласта.
Выводы.
Глава 4. Совершенствование методов проектирования ГРП.
4.1 Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов.
4.2 Проектирование гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов.
4.3 Влияние соседних пластов на появление осложнений при гидравлическом разрыве.
4.4 Прогноз технологического эффекта для обводненных скважин.
4.5 Экономическая оптимизация процесса гидравлического разрыва.
Глава 5 Совершенствование методов анализа технологического процесса ГРП.
5.1 Оценка давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта.
5.2 Определение параметров трещины по кривой падения давления после гидроразрыва пласта с пропантом.
5.3 Расширение возможностей анализа процесса ГРП путем комплексирования программ.
5.4 Интерпретация гидродинамических исследований скважин с трещинами разрыва.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов проектирования и анализа результатов гидравлического разрыва пластов"
Актуальность проблемы
Впервые метод гидроразрыва пласта был применен для повышения продуктивности малодебитных скважин Канзаса в середине 40-х годов. Вслед за пиком применения в середине 50-х годов и дальнейшим значительным распространением в середине 80-х гидравлический разрыв превратился в одну из основных технологий стимуляции скважин. К 1993 году операция гидроразрыва была применена в сорока процентах новых нефтяных скважин США и семидесяти процентах газовых. С совершенствованием возможностей гидроразрыва и появлением технологии гидроразрыва высокопроницаемых пластов метод получил еще большее распространение. В настоящее время в Северной Америке более 60 % всех нефтяных скважин и 85 % газовых подвергаются гидроразрыву, и процент этот неуклонно возрастает.
Значительная часть операций по гидроразрыву пласта (ГРП) проводится в России. Например, на месторождениях ОАО «Газпромнефть» проведено 2,5 тыс. ГРП. Число операций за год составляет около 500, и компания пока не планирует уменьшать этот объем. «Сибнефть-Хантос» -дочерняя компания «Газпромнефти» - осуществила крупнейшую в Европе операцию ГРП на нефтяном месторождении Приобское, закачав в пласт свыше 558 т пропанта.
На объектах ОАО «Татнефть» по состоянию на 01.01.09 г. всего выполнено 898 операций ГРП, включая 134 гидроразрыва с использованием кислоты (ГКРП), в том числе на добывающих скважинах — 695, на нагнетательных - 203 операции.
Зарубежные эксперты полагают, что значение ГРП в мировой нефте- и газодобыче в будущем будет неуклонно возрастать. При этом соответственно все более будет усложняться технология и техника данного метода.
Несмотря на большой объем выполненных исследований по ГРП в проектировании гидроразрыва много нерешенных научно-технических задач: определение формы трещины, ее размеров, симметрии относительно скважины, азимута, проводимости. Кроме того, современные возможности измерения в пласте свойств породы и поля напряжений, которые определяют направление распространения и геометрию трещин гидроразрыва, пока ограничены. Однако по этим проблемам ведутся многочисленные исследования, в которых инженерная интуиция все более вытесняется математическим моделированием с применением ЭВМ. Одним из широко используемых в мире инструментов моделирования, который применяется также и в ОАО «Татнефть», является программный комплекс, разработанный фирмой Meyer&Associates, Inc. (в дальнейшем просто симулятор Майера).
Гидроразрыв пласта — сравнительно сложный, энергоемкий и дорогостоящий технологический процесс. Поэтому для обеспечения его технологической и экономической эффективности необходимо тщательное и всестороннее изучение объекта обработки и составление проекта.
Проектированию ГРП за рубежом отводится первостепенное значение в комплексе подготовительных работ. Основная цель на перспективу, сформулированная зарубежными экспертами — обеспечение большей управляемости гидроразрыва.
При проектировании гидроразрыва решается три комплекса задач: прогноз дебитов нефти и газа, которые могут быть получены при создании трещин различной длины и проводимости для данного пласта; расчет технологических параметров гидроразрыва, обеспечивающих образование трещин требуемой длины и проводимости; определение чистого годового дохода от проведения ГРП.
Первому комплексу задач — работе пласта с трещиной гидроразрыва посвящены работы многих исследователей, как отечественных, так и зарубежных. Большой вклад в решение этой проблемы внесли Р.Д. Каневская, Р.М. Кац, Г.И. Баренблатт, С.А. Христианович, Ю.П. Желтов, Р.Р. Ибатуллнн, Р.С. Хисамов, M.JI. Карнаухов, С.И. Грачев, И.Т. Мищенко, Ю.А. Поддубный, В.Д. Лысенко, Р.Е. Теслюк, Р.Я. Кучумов, И.Н. Стрижов, Р.Т. Фазлыев, А.А. Поздняков, Р.М. Курамшин, А.Г. Загуренко, Cinco-Ley Н, Gringarten А.С., Rarney H.J., и др. В последние годы появился ряд диссертаций, посвященных этому вопросу, это работы П.Ю. Казанцева [93], Р.Т. Апасова [94], А.Н. Карнаухова [95], А.В. Саранча [96]. Разработаны программы, учитывающие гидроразрыв пласта при проектировании разработки, например, «ТехСХЕМА» ОАО «СургутНИПИнефть» [27]. Исчерпывающий обзор исследований притока в скважины с трещинами гидроразрыва сделан в работах Р.Д. Каневской [1, 2]. 5
Второй комплекс задач — проектирование технологии гидроразрыва — наиболее обширен и активно развивается. Образование трещины наперед заданных параметров зависит от многих факторов, недостаточно поддающихся определению и контролю, особенно по вопросу направленности распространения трещины. Поэтому возможности определения ограничены по существу выбором соответствующих материалов (жидкостей, присадок и пропантов), а также объемов, темпов и режимов их закачки. Здесь доминируют работы зарубежных авторов — Т.К. Perkins, L.R. Kern, R.P. Nordgren, M.J. Economides, K.G. Nolte, J.L. Gidley, S.A. Holditch, D.E. Nierode, R.W. Veatch, N.R. Warpinski, J.L. Elbel, M.B. Smith и др.
Многие разработанные ими методики реализованы в программных комплексах, которые нашли широкое распространение по всему миру.
В последние годы рядом отечественных исследователей ведутся работы по расчету геометрии трещины, используя различные сложные математические методы. К ним относятся, например, работы О.П. Алексеенко и A.M. Вайсмана [49, 57], П.А. Мартынюка [56], В.М. Неборского [58], A.B. Татосова [59, 60], Г.Е. Имангалиевой [61], В.В. Зубкова [62], Ю.Н. Васильева и В.А. Ратаушкина [63], H.H. Смирнова и В.Р. Тагировой [64] и других. Эти работы представляют большой теоретический интерес, хотя и не реализованы в программных продуктах, используемых в нефтяной промышленности.
Механизм трещинообразования при гидравлическом разрыве пласта и математическое моделирование этого процесса обсуждается в обзорах В.А. Реутова [97, 98]. Есть и разработанные программы, как например, FracSim (институт СибНИИНП), однако они используются в основном в разработавших их организациях.
Изучением упругих свойств горных пород занимались В.М. Добрынин, Ю.П. Желтов, В.Н. Кобранова и др. Разработке рецептур жидкостей для гидравлического разрыва пласта посвящены работы Г.А. Орлова, М.Х. Мусабирова, С.А. Рябоконя, JI.A. Магадовой и др.
Третья задача — экономическая, связана с двумя предыдущими. Проектирование технологии ГРП увязывается с экономической оценкой результатов и предполагает решение задачи оптимизации. Следует заметить, что в зарубежной практике главную роль играет не выбор отдельных скважин для проведения ГРП, а проектирование оптимальной технологии 6 гидроразрыва, обеспечивающей максимальную прибыль за счет дополнительной добычи.
Цель работы
Повышение эффективности гидравлического разрыва пластов на основе совершенствования методов моделирования и проектирования.
Задачи исследований
1 Анализ методов моделирования процесса гидравлического разрыва пласта и обоснование выбора симулятора для горно-геологических условий месторождений ОАО «Татнефть»;
2 Обобщение исследований и определение упругих свойств горных пород: модуля Юнга, коэффициента Пуассона, трещиностойкости, сжимаемости пластовых систем.
3 Совершенствование методов проектирования новых технологий ГРП для многопластовых разрезов с наличием продуктивных пластов высокой и средней проницаемости;
4 Разработка методики прогноза технологического эффекта для обводненных скважин и оптимизация процесса;
5 Совершенствование методов анализа технологического процесса ГРП с целью определения параметров для проектирования.
Методы решения задач
Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных, анализа опыта проведения гидравлического разрыва пластов месторождений Татарстана, Башкортостана, Пермского края и Самарской области, а также путем проведения вычислительных экспериментов. В работе использовались программы численного математического моделирования процесса гидроразрыва фирмы Meyer&Associates. При расчетах технологических параметров использованы программы MathCad, Excel и апробированные методы математической статистики.
Научная новизна
1 Экспериментально определены значения трещиностойкости для пород нефтяных месторождений юго-востока Татарстана.
2 Получены зависимости эквивалентной вязкости движущейся в пласте жидкости от соотношения объемов нефти и воды для условий терригенного девона и среднего карбона Ромашкинского месторождения. 7
3 Дано теоретическое объяснение причин аварийного завершения процесса гидроразрыва по высокому давлению (СТОПа) в многопластовых разрезах с высокопроницаемыми коллекторами на нефтяных месторождениях Республики Татарстан.
4 Установлена зависимость между водонасыщенностью и обводненностью продукции для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения для целей выбора параметров ГРП при проектировании.
5 Определены условия для применения комплексной интерпретации методов волнового акустического каротажа и гамма-каротажа спектрометрического при определении сжимаемости горных пород для проектирования ГРП.
Защищаемые положения
1. Результаты определения трещиностойкости горных пород нефтяных месторождений юго-востока Татарстана.
2. Методика определения коэффициента сжимаемости пластовой системы.
3. Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов.
4. Методика прогнозирования технологического эффекта после ГРП для обводненных скважин.
5. Методика оценки давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе ГРП.
Практическая ценность
1 Разработаны приемы совместного использования симуляторов гидроразрыва с другими программами, позволяющие существенно расширить функциональные возможности анализа ГРП. Предложен метод определения потерь давления в призабойной зоне.
2 Предложен метод и разработан алгоритм пересчета забойного плана закачки на устьевой и наоборот, не имеющий ограничения на постоянство расхода закачки. Разработанный алгоритм является универсальным, существенно дополняя возможности программ-симуляторов гидроразрыва.
3 Обобщены результаты исследований механических свойств горных пород и определены среднестатистические величины модуля Юнга и коэффициента Пуассона для девонских отложений Ромашкинского месторождения.
4 Реализована методика и последовательность расчетов по программе РЬЗЭ моделирования для создания оптимального плана закачки при гидроразрыве высокопроницаемых пластов.
5 Предложена методика определения технологического эффекта (по дебиту и дополнительной добыче нефти) с помощью однофазной моделирующей программы.
6 Модифицирована программа интерпретации данных волнового акустического каротажа, для определения достоверных значений упругих параметров пластов.
7 Разработаны методики оценки давления смыкания, потерь давления на трение в трубах, в перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта.
8 Установлена возможность оперативной оценки результатов проведенного ГРП с пропантом по кратковременной записи падения давления после отключения насосов.
9 Показано, что наилучшее соотношение получаемой прибыли и затрат на проведение гидроразрыва пластов терригенного девона для месторождений ОАО «Татнефть» получается от трещин длиной около 30 м.
Результаты, полученные автором данной работы, использовались при проектировании и анализе процессов гидравлического разрыва пластов Ромашкинского месторождения.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались автором на двух молодежных научно-практических конференциях ОАО "Татнефть" (г. Лениногорск, 2007 г. и 2006 г.), на научно-практической конференции посвященной 60-летию разработки Ромашкинского месторождения (г. Лениногорск, 2008 г.), и на заседании методсовета отдела эксплуатации и ремонта скважин.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 8 статей в рецензируемых научных журналах по перечню ВАК, одна статья в сборнике докладов и одна монография. В опубликованных работах автору принадлежит обобщение материалов, проведение расчетов, анализ полученных результатов. 9
Структура и объем работы
Диссертационная работа содержит введение, пять тематических глав, основные результаты и выводы, список литературы из 177 наименований. Объем работы составляет 195 страниц, в том числе 66 рисунков и 30 таблиц.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Салимов, Олег Вячеславович
Выводы
1 Для однозначности заключений, сделанных по результатам гидродинамических исследований пластов, фактическая геометрия трещины должна мало отличаться от проектной.
2 В горном массиве, подвергнутом воздействию работ по добыче нефти и закачке воды, существует возможность превышения бокового горного давления над вертикальным, т.е. появляются условия возникновения горизонтальных трещин. Приведенные оценки показывают, что возникновение горизонтальных трещин при ГРП в геолого-технических условиях обьектов «Татнефти» не исключено.
3 Для определения фактической геометрии трещин требуется постановка и проведение специальных работ наклономерами, что мало вероятно при их высокой стоимости. Однако эти работы представляли бы определенный интерес с точки зрения подбора скважин для будущих гидроразрывов. В настоящее время мы не располагаем информацией о предпочтительном направлении распространения трещин, и возможно с этим связаны некоторые отрицательные результаты ГРП.
Заключение
В работе решен обширный комплекс задач, связанных с подготовкой исходных данных, проектированием и оценкой результатов гидравлического разрыва пласта. Основными результатами работы являются следующие:
1 Установлено, что задачам проектирования ГРП в горногеологических условиях месторождений Республики Татарстан по своим функциональным возможностям наиболее соответствует модель, принятая в программном комплексе Майера.
2 На основе анализа фактического материала по определению модуля Юнга и коэффициента Пуассона произведена привязка керна и расчет средних значений для коллекторов и пластов-перемычек в интервале терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.
Показатель Значение
Для коллекторов Для неколлекторов
Модуль Юнга 0,778x10'° Па 1,812x10ю Па
Коэффициент Пуассона 0,31 0,32
3 На основе исследований упругих свойств пород методом волнового акустического каротажа в девяти скважинах, выбранных для проведения гидроразрыва пластов (скв. 14719 Северо-Альметьевской площади, 32042, 32112, 20725, 20894, 32321 Альметьевской площади, 23633, 14033 Абдрахмановская площади, 9865 Кармалинская площади) проведена корректировка программ интерпретации. В результате получены реальные значения модулей упругости, дифференцированные по пластам и породам перемычек.
Установлено, что волновой акустический каротаж необходимо применять в тех скважинах, где планируется осуществить технологии TSO и FracPack. Целесообразно применять волновой акустический каротаж на новых площадях и интервалах разреза, где отсутствует достоверная информация для проектирования процесса.
4 Установлено, что на месторождениях Республики Татарстан технология TSO может быть выполнена при значениях модуля Юнга не выше 5000 МПа, а технология FracPack - при значениях не выше 10000 МПа. Для очень жестких пород выполнима только технология обычного ГРП без концевого экранирования.
5 Экспериментально получены фактические значения трещиностойкости для пород нефтяных месторождений юго-востока Татарстана.
6 Предложена методика и формулы для определения статического коэффициента сжимаемости, которые пригодны для работы в интервале эффективных напряжений от 13,79 МПа до 55,16 МПа, что подходит для условий всех месторождений юго-востока Татарстана.
7 Найден метод и разработан алгоритм пересчета забойного плана закачки на устьевой и наоборот, не имеющий ограничения на постоянство расхода закачки. Это является необходимым для проектирования процессов Frac-Pack. Разработанный алгоритм является универсальным, существенно расширяя возможности автопроектирования, заложенные в моделирующих программах.
8 Представлена методика и последовательность расчетов при составлении планов закачки на основе PL3D моделей, обеспечивающих безразмерную проводимость трещины в интервале 1,26 — 1,6. При использовании трехмерных моделей необходимо прибегнуть к процедуре адаптации, так как специфика численного метода (сеточная модель) не позволяет просто решить обратную задачу проектирования.
9 Установлено, что недостаточная степень детализации геологического разреза скважины при проектировании ГРП может привести к возникновению СТОПов в ходе процесса разрыва, за счет влияния соседних пластов. Показана необходимость учета вскрытых перфорацией пластов-неколлекторов.
10 Разработана методика расчета технологического эффекта для обводненных скважин с помощью однофазной моделирующей программы. Предложены методы расчета эквивалентной вязкости и объемного коэффициента однофазного флюида.
11 Представлены методики, по которым можно получить величины потерь на трение непосредственно в процессе ГРП (т.е. для применяемых жидкостей и труб). Применение данных, откалиброванных на скважине, существенно улучшает точность расчета забойных и эффективных давлений.
12 Установлено, что в скважинах Ромашкинского месторождения при проведении процессов обычного ГРП и Т80, в которых коэффициент заполнения трещины пропантом меньше единицы, начальный участок кривой падения давления получается прямолинейным, что позволяет использовать его для определения параметров созданной трещины.
13 Предложен способ определения зависимости потерь давления в перфорации и призабойной зоне от расхода закачки, в котором используется запись миниГРП и проект гидроразрыва.
14 За последние три года проведено 305 операций ГРП с пропантом, при проектировании которых учитывались рекомендации автора. За счет рекомендуемых мероприятий по оптимизации проектирования, а также более обоснованного подбора скважин средний прирост дебита после ГРП по ОАО «Татнефть» достиг по добывающим скважинам 3,8 т/сут (максимально по НГДУ «Альметьевнефть» - 4,8 т/сут), по нагнетательным 2,5 т/сут, по сравнению с уровнем 1998-2001 годов в 1,6 — 2 т/сут., когда начали проводить ГРП своими силами.
Число аварийных СТОПов, при которых не удалось закачать свыше 0,5 т пропанта, сократилось с 26 % в 2005 году до 19 % в 2008 году, составляя последовательно в 2006 году - 21 %, в 2007 году - 17%. Успешность операций возросла с 70 % до 87 %.
По результатам выполненных работ опубликовано 8 статей в ведущих научных журналах по списку ВАК РФ [83-90], одна статья в сборнике докладов [31] и одна монография [91].
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Салимов, Олег Вячеславович, Бугульма
1. Р. Д. Каневская. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1997. - 211 с.
2. Р.Д. Каневская. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 37 с.
3. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. //Изв. АН СССР, ОТН.-1955.-№ 5.-е. 3-41.
4. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта. //Прикл. матем. и механика.-1956.-Т. 20.-№ 4.-е. 475-486.
5. Желтов Ю.П. Деформации горных пород.-М.: Недра, 1966,.-198 с.
6. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта.-М.: Недра, 1975.207 с.
7. User's Guide. Meyer Fracturing Simulators. Meyer & Associates, Inc. 1997 r.
8. Рекомендованные правила стандартизованной методики оценки жидкостей для гидравлического разрыва пласта. RP 39, Американский нефтяной институт, второе издание, 1983 г. (русский перевод).
9. Recommended Practice for the measurement of viscous properties of completion fluids. RP 13M/ISO 13503-1, American Petroleum Institute, first edition, 2004 year.
10. Suggested method for determining mode 1 fracture toughness using cracked chevron notched brazilian disc (CCNBD) specimens. International Society for Rock Mechanics. Commission on testing methods. 1995 year.
11. Suggested methods for determining the fracture toughness of rock. International Society for Rock Mechanics. Commission on testing methods. 1988 year.
12. Harrison E., Kieschnik W.F. and McGuire W.J. The mechanics of fracture induction and extension, Trans. AIME (1954), vol. 201, pp. 252-263.
13. Sneddon I.N. The distribution of stress in the neighbourhood of a crack in an elastic solid. Proc. Royal Soc., London, (1946), vol. 187, Ser. A, pp. 229-260.
14. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений-проблемы моделирования // Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. М.: Недра, 1979.-303 с.
15. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск, 2003.127 с.
16. Басниев К.С. и др. Подземная гидравлика // Учебник для ВУЗов. М.: Недра, 1986.-303 с.
17. Nolte K.G., Smith М.В. Interpretation of fracture pressures. Journ. Petr. Tech., Sept. 1981, pp. 1767-1775.
18. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2000.-516 с.
19. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004.-584 с.
20. Никитин В.Н. О соотношении между динамическим и статическим модулями упругости горных пород. Разведочная и промысловая геофизика, Вып. 45, М.: Гостоптехиздат, 1962.-е. 36-41.
21. Coates G.R., Denoo S.A. Log derived mechanical properties and rock stress. Paper presented at the 1980 SPWLA Annual Logging Symposium, July 811, pp. 1-12.
22. Константинов C.B., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ: 1985.- 61 с.
23. Dusterhoft R.G., Chapman B.J. Fracturing high-permeability reservoirs increases productivity// Oil and Gas J.- 1994,- № 20.- P.40-44.
24. Фазлыев P.T. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008.-256 с.
25. Nolte K.G. Fluid flow considerations in hydraulic fracturing, paper SPE 18537, presented at the 1988 SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, USA, Nov. 1.
26. Рябоконь C.A. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар, 2002.-274 с.
27. Майер В.П., Батурин Ю.Е. Программный комплекс «Техсхема». Нефт. х-во, 2004, № 2.-е. 52-53.
28. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. Пер. с румынск. М.: Недра, 1985.-с. 184.
29. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. Учеб. пособие для ВУЗов // Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев. М.: Недра, 1985.-296 с.
30. РД 153-39.2-032-098. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов на основе современных компьютерных технологий. Москва: Министерство топлива и энергетики РФ, 1998. 69 с.
31. Афанасьев И.С. и др. Анализ влияния ГРП не нефтеотдачу пластов месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». Технологии ТЭК, 2005, № 5, с. 4855.
32. Теслюк Р.Е. Этапы развития технологии ГРП в мировой нефтедобывающей практике. Технологии ТЭК, 2004, № 3, с. 58-63.
33. Гумаров Н.Ф. и др. Анализ эффективности применения ГРП на нефтяных площадях и залежах НГДУ «Альметьевнефть». Нефтепромысловое дело, 2007, №5, с. 10-13.
34. Курамшин P.M. Оценка влияния применения гидроразрыва пласта на объем вовлекаемых в разработку запасов нефти. Нефтепромысловое дело, 1997, №4, с. 24-25.
35. Теслюк Р.Е. Влияние гидравлического разрыва пласта на производительность скважин и извлечение запасов нефти при внутри контурном заводнении в условиях неизотермической фильтрации. Сб. науч. трудов Всерос. нефтегаз. НИИ. 2004, № 131, с. 59-68.
36. По дымов Е.Д. Анализ эффективности мероприятий по гидроразрыву пласта на месторождениях ОАО «Татнефть» по данным отчетности НГДУ. Тома 1, 2. 2005, Бугульма, фонды ТатНИПИнефть.
37. Prats M. Effect of burial history on the subsurface horizontal stresses of formations having different material properties, paper SPE 9017, SPE Journal (December 1981), vol. 21, No. 6, pp. 658-662.
38. Meyer Fracturing Simulators. User's Guide. Fifth Edition. Meyer & Associates, Inc. 2006.
39. Lubinski A. The theory of elasticity for porous bodies displaying a strong pore structure, Proc. 2nd U.S. National Congress of Applied Mechanics (1954), vol. 247.
40. L.P. Roodhart et al. Frac-and-Pack Stimulation: Application, Design, and Field Experience. Journ. Petr. Technol., March 1994, pp. 230-238.
41. M.B. Smith, R.R. Hannah. High-Permeability Fracturing: The Evolution of a Technology. Journ. Petr. Technol., July 1996, pp. 628-633.
42. A. Ali Daneshy. Off-Balance Growth: A New Concept in Hydraulic Fracturing. Journ. Petr. Technol., April 2003, pp. 78-85.
43. G. Nitters, K. van Gijtenbeek, M. van Domelen. Dual-Hydraulic-Fracturing Technique Minimizes Proppant Convection and Increases Hydrocarbon Production. Journ. Petr. Technol., March 1997, pp. 246-247.
44. N.R. Warpinski. Hydraulic Fracture Diagnostics. Journ. Petr. Technol., October 1996, pp. 907-910.
45. M.E. Mullen et al. Height Growth in Frac-Pack Completions. Journ. Petr. Technol., March 1997, pp. 238-239.
46. Алексеенко О.П., Вайсман A.M. Развитие трещины гидроразрыва с постоянной скоростью. Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых, 1998, № 4, с. 14-20, 122.
47. Hydraulic fracturing process using reverse flow: Пат. 3933205 США, E 21 В 43/02, В 43/26, Intercomp Resource Development and Engineering, Inc., O.M. Kiel. Опубл. 20.01.1976.
48. Hydraulic fracturing method: Пат. 6776235 США, E 21 В 43/26, Schlumberger Technology Corp., England Kevin. Опубл. 17.08.2004.
49. M.K. Strubhar et al. Múltiple, Vertical Fractures From an Inclined Wellbore A Field Experiment. Journ. Petr. Technol., May 1975, pp. 641-647.
50. Способ гидравлического разрыва пласта: Пат. 2055172 Россия, Е 21 В 43/26, Константинов С.В. АОЗТ «Нефте-интенс» Опубл. 27.02.96, бюл. № 6.
51. Способ гидравлического разрыва пласта: Пат. 2164290 Россия, Е 21 В 43/26, Константинов С.В. Опубл. 20.03.2001, бюл. № 8.
52. Cinco-Ley, Н., Samaniego, F. Transient Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damage Fracture Case. Paper SPE 10179, 1981.
53. Мартынюк П. А. Траектория трещины гидроразрыва вблизи контакта продуктивного пласта с вмещающими породами. Физ-техн. пробл. разраб. полез, ископаемых. 2002, № 4, с. 53-60.
54. Алексеенко О.П., Вайсман А.М. Рост почти заполненной осесимметричной трещины гидроразрыва при малых и больших утечках. (Институт горного дела СО РАН). Физ.-техн. пробл. разраб. полез, ископаемых. 2004, № 3, с. 3-13.
55. Неборский В.М. Математическое описание процесса направленного гидроразрыва горного массива. Вестн. МАНЭБ, 2004. 9, № 9, с. 154-159.
56. Татосов А.В. Модель закачки пропанта в трещину гидроразрыва. (Тюм. гос. ун-т). Вычисл. технол. 2005, 10, № 6, с. 91-101.
57. Татосов А.В., Кутушев А.Г. Заполнение пропантом трещины гидроразрыва. Математика. Механика. Информатика: Тезисы докладов Всероссийской научной конференции, Челябинск, 19-22 сент., 2006. Челябинск: ЧелГУ. 2006, с. 133.
58. Имангалиева Г.Е. Определение предельного значения давления разрыва пласта и радиуса зоны его распространения. (Атырауский ин-т нефти и газа). Нефтепромысл. дело. 2007, № 4, с. 19-22.
59. Зубков В.В. и др. Численное моделирование инициирования и роста трещин гидроразрыва. (Ин-т проблем машиноведения, г. Санкт-Петербург). Физ.-техн. пробл. разраб. полез, ископаемых. 2007, № 1, с. 45-63.
60. Смирнов Н.Н., Тагирова В.Р. Автомодельные решения задачи о формировании трещины гидроразрыва в пористой среде. Изв. РАН. Мех. жидкости и газа. 2007, № 1, с. 70-82.
61. J.L. Gidley, S.A. Holditch, D.E. Nierode, R.W. Veatch. Recent advances in hydraulic fracturing. SPE monograph vol. 12, Richardson, TX USA.
62. B.B. Williams, J.L.Gidley, R.S. Schechter. Acidizing Fundamentals. SPE monograph vol. 6,Dallas, TX USA.
63. А.Г. Калинин и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник. М.: Недра, 1997 647 с.
64. В.М. Добрынин. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970 239 с.
65. В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников. Петрофизика: Учеб. для ВУЗов.-М.: Недра, 1991.-368 с.
66. Микаэл Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (1 часть). Перевод с английского под ред. д.т.н., проф. А.И. Булатова. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1992 -537 с.
67. Моделирующие программы Meyer. Пособие пользователя / Meyer & Associates, Inc. Русский перевод. 2003 г. 280 с.
68. Гидроразрыв пласта и контроль его качества. Конспект открытого курса фирмы Schlumberger. Инструктор — Мануэль Брамао. 2004 г. 96 с.
69. А.С. Gringarten, H.J. Ramey, R. Raghavan. Unsteady-state pressure distributions created by a well with a single infinite-conductivity vertical fracture. Society of petroleum engineers Journal, vol. 14, №4, August 1974.
70. A.C. Gringarten, H.J. Ramey. Unsteady-state pressure distributions created by a well with a single horizontal fracture, partial penetration, or restricted entry. Society of petroleum engineers Journal, vol. 14, №4, August 1974.
71. P.X. Муслимов и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2 т.-М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-Т. 1.-492 с.
72. Р.С. Хисамов и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. ОАО ВНИИОЭНГ, Москва, 1999.
73. Khristianovich S.A. and Zheltov Y.P. Formation of vertical fractures by means of highly viscous liquid, Proc. Fourth World Pet. Congress, Rome (1955), vol. 2, pp. 579-586.
74. Ф.М. Заничковский. О возможности расчета коэффициента объемной упругости пласта. Разработка нефтяных месторождений в осложненных условиях и вопросы физики пласта. НТО ВНИИ № 87, Москва, 1984, стр. 169-174.
75. Perkins Т.К., Gonzalez J.A. Changes in earth stresses around a wellbore caused by radially symmetrical pressure and temperature gradients. Society of Petroleum Engineers Journal-1984. vol. 24, April, №2,-c. 129-140.
76. P.H. Дияшев. Совместная разработка нефтяных пластов.-М.: Недра.1984.
77. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учеб. пособие для ВУЗов/И.Т. Мищенко и др.-М., Недра, 1984.-272 с.
78. M. Экономидес, P. Олини, П. Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. От теории к практике. Пер. с англ. под ред. А.Г. Загуренко.- Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2007. — 236 с.
79. О. В. Салимов. Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов. НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 5, 2008 г.
80. Р. Р. Ибатуллин, В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов. Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пласта для условий ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, № 5, 2007 г.
81. Р. М. Рахманов, Ф.З. Исмагилов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов. Влияние соседних пластов на появление осложнений при гидравлическом разрыве. Нефтяное хозяйство, № 2, 2008 г.
82. О.В. Салимов. Определение коэффициента сжимаемости пласта при проектировании и анализе эффективности гидравлического разрыва. Известия ВУЗов, Нефть и газ, № 2, 2008 г.
83. A.B. Насыбуллин, В. Г. Салимов, О.В. Салимов. Анализ результатов гидроразрыва по кривой спада давления. Известия ВУЗов, Нефть и газ, № 3, 2008 г.
84. О.В. Салимов. Расширение функциональных возможностей программ моделирования гидроразрыва при комплексном использовании. НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, № 3, 2008 г.
85. В. Г. Салимов, С. В. Насыбуллина, О.В. Салимов. Оценка давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта. НТЖ Нефтепромысловое дело, № 7, 2008 г.
86. C.B. Насыбуллина, О.В. Салимов. Интерпретация данных гидродинамических исследований в скважинах с трещинами гидроразрыва. НТЖ Бурение и нефть, № 7-8, 2008 г.
87. В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О.В. Салимов. Проектирование гидравлического разрыва пласта в системе Майера. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008.-156 с.
88. Holmes Ben. Coiled tubing-conveyed fracturing system increases production. World Oil. 2006. 227, № 2, c. 91-93.
89. П.Ю. Казанцев. Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений. Автореф. дисс. .канд. техн. наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2004.
90. Р.Т. Апасов. Разработка и обоснование эффективных комплексных технологий воздействия на скважины с низкой продуктивностью после ГРП. Автореф. дисс. .канд. техн. наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2006
91. А.Н. Карнаухов. Повышение эффективности эксплуатации скважин в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью. Автореф. дисс. .канд. техн. наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2007.
92. A.B. Саранча. Разработка и исследование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта. Автореф. дисс. .канд. техн. наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2008.
93. В.А. Реутов. Гидравлический разрыв пласта // Итоги науки и техники. Механика деформируемого твердого тела. М.: ВИНИТИ, 1989,-т. 20.-С. 84-188.
94. В.А. Реутов. Гидравлический разрыв пласта: условия образования трещин, их практическое определение и использование // Итоги науки и техники. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1991.-т. 23.-е. 73-153.
95. Каневская Р.Д. Моделирование процессов добычи углеводородов при использовании гидроразрыва в многоскважинных системах. (Научно-техн. центр НК «Русснефть»). Вестн. Рос. акад. естеств. наук. 2007, 7, № 1, с. 65-69.
96. Al-Hashim Н., Kissami М., Al-Yousef H.Y. Effect of multiple hydraulic fractures on gas-well performance// J. Petrol.Technol.- 1993.- V.45.- № 6,-P. 558-563.
97. Coiled-tubing fracturing effectively stimulates multiple coal seams. Oil and Gas J. 2003, 101, № 10, c. 47-48.
98. Ахметов A.A., Поздняков A.A. Лабораторное и математическое моделирование гидроразрыва пласта. // Известия вузов, «Нефть и газ», 1999 г., № 2, с.43 49.
99. Технологический регламент по технологии гидравлического разрыва пласта для интенсификации притока пластового флюида. РД 00158758-112-2000. Тюмень. ТюменНИИГипрогаз. -2001. -С. 68.
100. Morales R.H., Marcinew R.P. Fracturing of high-permeability formations: Mechanical properties correlations. Paper SPE 26561-MS presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 October 1993, Houston, TX.
101. В.В. Ржевский, Г.Я. Новик. Основы физики горных пород. М.: Недра, 1984.-359 с.
102. М.Е. Mullen et al. Investigation of height growth in frac-pack completions. Paper SPE 36458 presented at the 1996 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, 6-9 October.
103. Ито н Б.А., Итон Т.Л. Про гнозирование градиента давления гидроразрыва пласта для новых месторождений. Нефтегазовые технологии,1998, №2, с. 31-35.
104. Rohwer С., Garces С., Crabb Н. Designing limited-entry fracture completions for horizontal wells. World Oil, 2006, 227, № 6, c. 33, 34, 37, 38, 40, 43.
105. Howard G.C. and Fast C.R. Optimum fluid characteristics for fracture extension, Drilling and Production Practice, New York, USA, American Petroleum Institute (1957), vol. 24, pp. 261-270 (Appendix by E.D. Carter).
106. Godbey J.K. and Hodges H.D. Pressure measurements during formation fracturing operations, Trans. AIME, (1958), vol. 213, pp. 65-69.
107. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic fracture. Soc. Petr. Eng. J., August 1972, pp. 306-314.
108. Nolte K.G. Determination of fracture parameters from fracturing pressure decline. Paper SPE 8341 presented at the SPE 54th Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Sept. 23-26, 1979.
109. Патент 6446727 CILIA, E 21 В 43/26. Shlumberger Technology Corp., Zemlak Warren M. et al. Process for hydraucally fracturing oil and gas wells: Опубл. 10.09.2002.
110. Marek B.F. Predicting pore compressibility of reservoir rock. SPE Journal, 1971, December, vol.7, No. 4.
111. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986, 608 с.
112. Кулигин А.В. Использование пенных систем для гидроразрыва пород в скважинах с низким пластовым давлением, Сб. науч. тр. СевКавкНИПИгаза. 2003, № 39, с. 72-74.
113. Глова В.Н., Латышев В.Н. Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз» //Нефт. х-во. — 1996. № 1, с. 52-120.
114. Polymer-free fluid for fracturing applications. SPE Drill, and Complet.1999.-14, № 4, c. 240-246.
115. Калинко M.K. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963.-224 с.
116. Третьяков С.В., Паршукова Л.А., Кильдышев С.Н. Анализ эффективности применения повторного ГРП (на примере месторождений, разрабатываемых ОАО «Сибнефть»). Нефтепромысловое дело, 2005, № 11, с. 74-79.
117. Dantas T.N. et al. Application of surfactants for obtaining hydraulic fracturing gel. Petrol. Sci. and Technol. 2003, 21, № 7-8, с. 1145-1157.
118. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. РД 39-01/06-0001-89, М.: ВНИИ, 1989 г.-212 с.
119. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). Официальное издание. М.: Экономика, 2000 г. Руководители: В.В. Коссов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров. -421 с.
120. Методика определения дополнительной добычи нефти от работ по повышению нефтеотдачи, стимуляции и капитальному ремонту скважин на месторождениях, разрабатываемых ОАО "Татнефть" / ОАО "Татнефть". -Альметьевск, 1999. — 148 с.
121. Р.Н. Абдуллин. Создание методической основы комплексной обработки спектрометрических методов ГИС при поисках и разведке месторождений полезных ископаемых. Отчет, Бугульма, фонды ОАО «ТНГФ», 2003 г.-89 стр.
122. Г. А. Калмыков. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным ГИС, включающего спектрометрический ГК. Автореф. дисс. . к. т. н., ВНИИгеосистем, М., 2001.
123. Perkins N.K. and Kem L.R. Widths of hydraulic fractures, paper SPE 89, JPT (September 1961), vol. 13, No. 9, pp. 937-949.
124. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic fracture. Paper SPE 7834, SPE Journal (August 1972), vol. 12, No. 8, pp. 306-314.
125. Geertsma J. and de Klerk F. A rapid method of predicting width and extent of hydraulic induced fractures, paper SPE 2458, JPT (December 1969), vol. 21, pp.1571-1581.
126. McGuire W.J. and Sikora V.T. The effect of vertical fractures on well productivity, paper SPE 1618-G, JPT (October 1960) vol. 12, pp. 72-74; also in Trans. AIME (1960) vol. 219, pp. 401-403.
127. Prats M. Effect of vertical fractures on reservoir behavior — incompressible fluid case. Paper SPE 1575-G, SPE Journal (June 1961) vol. 1, No. 1, pp. 105-118; also in Trans. AIME (1961) vol. 222.
128. Cooke C.E. Effect of fracturing fluids on fracture conductivity. Paper SPE 5114, JPT (October 1975), vol. 27, pp. 1273-1282; also in Trans. AIME (1975) vol. 259.
129. Simonson E.R., Abou-Sayed A.S. and Clifton R.J. Containment of massive hydraulic fractures. Paper SPE 6089, SPE Journal (February 1978), vol. 18, No. l,pp. 27-32.
130. Novotny E.J. Proppant transport. Paper SPE 6813, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA (October 912, 1977).
131. Cinco-Ley H. and Samaniego V.F. Transient pressure analysis for fractured wells. Paper SPE 7490, JPT (September 1981), vol. 33, pp. 1749-1766.
132. Nolte K.G. Determination of fracture parameters from fracturing pressure decline. Paper SPE 8341, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA (September 23-26, 1979).
133. Smith M.B. Effect of fracture azimuth on production with application to the Wattenberg gas field. Paper SPE 8298, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA (September 23-26, 1979).
134. Nolte K.G. Fracture design considerations based on pressure analysis. Paper SPE 10911, presented at the SPE Cotton Valley Symposium, Tyler, Texas, USA (May 20, 1982).
135. Mack M.G. and Elbel J.L. A simulator for modeling acid fracturing treatments. Proc. 8th International Conference on Computer Methods and Advances in Geomechanics, Morgantown, West Virginia, USA (1994).
136. Veatch R.W. Economics of fracturing: some methods, examples, and case studies. Paper SPE 15509, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA (October 5-8, 1986).
137. Gulrajani S.N. and Romero J. Evaluation and modification of fracture treatments showing near-wellbore effects. Paper SPE 36901, presented at the SPE European Petroleum Conference, Milan, Italy (October 22-24, 1996).
138. Warpinski N.R. et al. Microseismic monitoring of the B-Sand hydraulic fracture experiment at the DOE/GRI multi-site project. Paper SPE 36450, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA (October 6-9, 1996).
139. Nolte K.G. A general analysis of fracturing pressure decline with application to three models. Paper SPE 12941, SPEFE (December 1986), vol. 1, No. 6, pp. 571-583.
140. Martins J.P. et al. Deviated well fracturing and proppant production control in the Prudhoe Bay field. Paper SPE 24858, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington, D.C., USA (October 4-7, 1992).
141. Bale A., Smith M.B. and Settari A. Post-Frac productivity calculation for complex reservoir/fracture geometry. Paper SPE 28919, presented at the European Petroleum Conference, London, UK (October 24-27, 1994).
142. Clifton R.J., Abou-Sayed A.S. On the computation of the three-dimensional geometry of hydraulic fractures, paper SPE 7943 presented at the 1979 SPE Low Permeability Gas Reservoirs Symposium, Denver.
143. Выгодский М.Я. Справочник по высшей математике. М.: ACT,2006.
144. Tada Н., Paris P., Irwin G. The stress analysis of crack handbook, Del Research Corp., Hellertown, PA, 1973.
145. M.J. Economides, K.G. Nolte. Reservoir Stimulation. Third Edition, J. Wiley and Sons, New York, 2000.-862 p.
146. Howard G.C., Fast C.R. Optimum fluid characteristics for fracture extension. API Drilling and Production Prac., API, 1957. (Appendix by E.D. Carter, pp. 261-270).
147. Smith J.E. Design of hydraulic fracturing treatments, paper SPE 1286 presented at the 1965 SPE Annual Meeting, Denver, Oct. 3-6.
148. Williams B.B. Fluid loss from hydraucally induced fractures, JPT (July 1970), pp. 882-888, Trans. AIME, vol. 249.
149. Settari A. Simulation of the hydraulic fracturing processes, SPEJ, (Dec. 1980), pp. 487-500.
150. Koning EJ.L. Waterflooding under fracturing conditions, PhD Thesis, Delft Technical University, 1988.
151. Novotny E.J. Proppant transport, paper SPE 6813, presented at the 1977 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Oct. 9-12.
152. McCabe W.L., Smith J.C. Unit operations of chemical engineering. McGraw-Hill Book Co. Inc., New York Sity, 1956.
153. Virk P.S. Drag reduction fundamentals, AIChE Journal, vol. 21, No. 4, July 1975.
154. Keck R. et al. A new method for predicting friction pressures and rheology of proppant laden fracturing fluids, SPE Production Engineering, Feb. 1992.
155. Schlichting H. Boundary layer theory, McGraw-Hill, New York, 1955.
156. Allen T.O., Roberts A.R. Production Operations I, Oil and Gas Consultants, Inc., Tulsa, OK, 1978.
157. Earlougher R.C. Advances in well test analysis, SPE of AIME, New York, 1977.
158. Lee S.T., Brockenbrough J.R. A new analitical solution for finite conductivity vertical fractures with real time and Laplace space parameter estimation, SPE 12013, 1983.
159. Lee S.T., Brockenbrough J.R. A new approximate analytic solution for finite conductivity vertical fractures, SPEFE, (Feb. 1986), pp. 75-88.
160. Veatch R.W. Overview of current hydraulic fracturing design and treatment technology Part 1, JPT (April 1983), pp. 677-687.
161. Warembourg P.A. et al. Fracture stimulation design and evaluation, paper SPE 14379 presented at the 1985 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Sept. 22-25.
162. Waipinski, N. R., Moschovidis, Z. A., Parker, C. D. and Abou-Sayed, I. S., Comparison study of hydraulic fracturing models test case: GRI staged field experiment No. 3: SPE Production & Facilities, v. 9 (1), p. 7-16, 1994.
163. Clifton R.J., Wang J.J. Multiple fluids, proppant transport, and thermal effects in three-dimensional simulation of hydraulic fracturing, paper SPE 18198 presented at the 1988 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Oct. 2-5.
164. M.J. Economides, K.G. Nolte. Reservoir Stimulation. Second Edition, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1989.-408 p.
-
Салимов, Олег Вячеславович
-
кандидата технических наук
-
Бугульма, 2009
-
ВАК 25.00.17
- Разработка и исследование технологий изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с применением гибких труб
- Исследование и совершенствование методики оптимизации разработки нефтяной залежи гидроразрывом пласта
- Разработка технологии гидроразрыва пласта в газовых скважинах
- Обоснование технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пласта на основе литологофациональной модели продуктивных коллекторов
- Обоснование и разработка метода оценки эффективности повторных гидравлических разрывов пласта
