Особенности эксплуатации скважин баженовской свиты с протяженным горизонтальным стволом и многостадийным ГРП

Введение. Одна из основных технологий заканчивания при промышленной добычи нефти из баженовской свиты - бурение скважин с протяженным горизонтальным стволом (ГС) и многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). При добыче нефти из сверхнизкопроницаемых пластов скважинами с протяженным ГС и МГРП дебиты за первый год падают на 70-80 %, процесс дренирования проходит в нестационарном режиме на протяжении всего срока работы скважины. Это приводит к появлению осложнений как при работе на режиме фонтанирования, так и при эксплуатации механизированным способом. Целью данной работы является описание и моделирование реальных осложнений в скважинах баженовской свиты с протяженным ГС и МГРП, а также разработка методов борьбы с этими осложнениями.

Материалы и методы. В данной статье комплексно использованы промысловые данные о работе скважин с ГС и МГРП на баженовскую свиту, а также инструменты по численному моделированию нестационарных течений флюида в скважинах.

Результаты. По результатам проведенного анализа промысловых данных и численного моделирования продемонстрированы осложнения, которые могут возникать при эксплуатации скважин с протяженным ГС и многостадийными ГРП в условиях разработки ТРИЗ. В связи с быстрым падением дебитов, уменьшением обводненности и ростом газового фактора со временем в стволе скважины вероятны образование пробкового режима течения и прекращение выноса более тяжелой фазы в связи с низкими скоростями потока. При создании высоких депрессий в начальный период работы скважины возможен вынос проппанта в горизонтальный ствол и уменьшение эффективного сечения скважины, вследствие чего увеличивается перепад давления по стволу скважины и снижается депрессия на пласт. Другие осложнения связаны с последствиями и технологиями ГРП. Данные эффекты показаны как на основе промысловых данных, так и при численном моделировании процессов течения в скважине в специализированных программных продуктах.

Выводы. В статье на основе численного моделирования и анализа опыта эксплуатации предлагаются корректирующие мероприятия для борьбы с осложнениями, показаны реальные примеры применения данных рекомендаций на промысле. При выводе скважин на режим, а также работе на режиме фонтанирования необходим постоянный контроль параметров работы скважин, а также проведение численного моделирование для предотвращения осложнений.

1. Vashkevich A., Strizhnev K., Cherevko M. Gazprom Neft Implements Technology Strategy for Development of Non-conventional Reserves/ Rogtec. — 2015. — №41. — P. 54–61

2. Стрижнев К.В. «Газпром нефть» внедряет новые технологии разработки трудноизвлекаемых запасов баженовской свиты / https://www.gazprom-neft.ru/press-center/news/gazprom-neft-vnedryaet-novye-tekhnologii-razrabotki-trudnoizvlekaemykh-zapasov-bazhenovskoy-svity/

3. Korobitsyn D.A., Yanaev A.M.; Bochkarev A.V., Erofeev A.A., etc. Results of Implementing An Integrated Approach to Modeling, Planning and Conducting of Hydraulic Fracturing on Bazhenov Shale/ SPE-202065-MS. — 2020. — 13 p.

4. Родионова И.И., Шабалин М.А., Капишев Д.Ю., Бакиров Р.И. и др. Выбор стратегии разработки месторождения с трудноизвлекаемыми запасами на стадии освоения/ Нефтяное хозяйство. — 12. 2019 (1154).

5. Mingazov A.F., Ibragimov K.R., Samoilov I.S. Perspectives for Re-Stimulation of Horizontal Wells with Multistage Hydraulic Fracturing With Ball Arrangements/ SPE-202058-MS. — 2020. — 9 p.

6. Alzahabi A., Kamel A., Trindade A.A., Baustian W. Data Analytics Quickly Predict Number of Fracture Stages in Horizontal Wells/ ARMA-2019-0475. — 2019. — 10 p.

7. Огнева А.С., Федоров А.Э., Антонов М.С., Смолянец Е.Ф., Сергейчев А.В. Эволюция развития технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в США/ Нефтегазовое дело. — 2020. — т.18. — №2. — С. 24–37. doi: 10.17122/ngdelo-2020-2-24-37

8. Астафьев В.Н., Самойлов М.И. Разработка трудноизвлекаемых запасов углеводородов: высокоскоростной МГРП Тюменской свиты Ем-Егорьевского месторождения / Инженерная практика. — 2015. — №5.

9. Jing Wang, Hui-Qing Liu, Gen-Bao Qian, Yong-Can Peng Mechanisms and capacity of high pressure soaking after hydraulic fracturing in tight/shale oil reservoirs/ Petroleum Science. — 2021. — 18. — PP. 546–564.

10. Ruiz Maraggi L., Lavia M.A., Savioli G.B. Production Decline Analysis in the Vaca Muerta Formation. The Application of Modern Time-Relations Uding Public Data/ SPE-180971-MS. — 2016. — 43 p.

11. Дворецкая Е.А., Салищев М.В. Методические подходы по оценке стимулированного объема пласта при разработке нетрадиционных запасов нефти/ SPE-191492-18RPTC-RU. — 2018. — 27 c.

12. Singh I., Saraf A., Pathak A.R., Bandyopadhyay B., etc. Executing Unconventional Coiled Tubing Sand Plugs for Multistage Fracturing Operations in Hp/Ht Wells/ OTC-30791-MC. — 2020. — 10 p.

13. Potapenko D., Theuveny B., Williams R., Moncada K. Protect Wells During Frac Plug Drillouts and Well Flowback Operations for Hydraulically Fractured Wells — The State of The Art in 2020/ SPE-203221-MS. — 2020. — 11p.

14. Putri K., Lu H., Kwok C.K., Moncada K. Flowback in Shale Wells: Proppant Transport and Distribution in the Wellbore/ URTeC-2887450. — 2018. — 12 p.

15. Thakur K.K., Katoozi K., Hamid A. Long Cyclic Well Slugging Behavior Induced by Sand Production; Analysisand Mitigation Solution Enabled by Transient Multiphase Flow Simulation/ SPE-195740-MS. — 2019. — 10 p.

16. Lu H., Anifowosh O., Xu L. Understanding the Impact of Production Slugging Behavior on Near-Wellbore Hydraulic Fracture and Formation Integrity/ SPE-189488-MS. — 2018. — 15p.

17. Рудницкий С.В., Зацепин А.Ю. Демин Е.В., Ющенко Т.С. Перспективное скважинное оборудование для добычи сланцевой нефти баженовской свиты/ PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2021. — №1 (19). — С. 64–75.

18. Patron K.E., Billdal X.C., Lu H., Kutluev D. Artificial Lift Strategy for the Life Cycle of Unconventional Wells: A Case Study for Horizontal Shale Wells/ SPE-192458-MS. — 2018. — 10 p.

19. Лихачева Е.А., Островский В.Г., Лыкова Н.А., Мусинский А.Н., Байдаров П.А. Надежность погружных нефтяных насосов при периодической эксплуатации/ PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. — 2021. — №1 (19). — С. 54–58.

20. Oyewole A., Kelkar M., pereyra E., Sarica C. Well Perfomance Modeling in Unconventional Oil and Gas Wells/ SPE-191694-MS. — 2018. — 17p.

21. Tran N., Karami H. Transient Multiphase Analysis of Well Trajectory Effects in Production of Horizontal Unconventional Wells/ SPE-195230-MS. — 2019. — 13 p.

22. OLGA Dynamic Multiphase Flow Simulatorю the industry-standard tool for dynamic multiphase fl ow simulation/ https://www.software.slb.com/products/olga. — 2021.

23. Ashfahani A.S., Sulistiyo S., Hapsari H.S. Dynamic Well Modeling, Where are We?: Mahakam Operation Experience for Well Diagnostics & Optimization/ SPE-196248-MS. — 2020. — 31 p.

24. Brusilovsky A.I., Nugaeva A.N. New approach of integrated validation of reservoir oil properties in reserves estimation and field development planning/ SPE-117391. — 2008. — 10 p.

25. Yushchenko T.S., Brusilovsky A.I. Efficient engineering method for creating adequate PVT-model of natural gas condensate mixture using equation of state/ SPE-171238-MS. — 2014. — 14 p.

26. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Data Analysis, Kappa. — 2021. — 874 p.

27. Ozcan, E., Sarak, H.. , Ozkan, E.., Raghavan R. A Trilinear Flow Model for a Fractured Horizontal Well in a Fractal Unconventional Reservoir/ SPE-170971-MS. — 2014. — 19 p.

28. Brown, M.., Ozkan, E.., Raghavan, R.., Kazemi . “Practical Solutions for Pressure-Transient Responses of Fractured Horizontal Wells in Unconventional Shale Reservoirs/ SPE Res Eval & Eng. — 14 (2011). — P. 663–676.

29. Ozkan E., Margaret L., Raghavan R. S., Kazemi H. Comparison of Fractured Horizontal-Well Performance in Conventional and Unconventional Reservoirs/ SPE-121290-PA. — 2009. — 12 p.

30. Osiptsov A., Vainstein A., Boronin S., Faizullin I., etc. Towards Field testing of the Flowback Technology for Multistage-Fractured Horizontal Wells: Modeling-Based Design and Practical Implications/ SPE-196979-MS. — 2019. — 19 p.

31. Vainstein A., Fisher G., Strizhnev G., Boronin S., etc. Field Testing of the Flowback Technology for Multistage-Fractured Horizontal Wells: Generalization to Find an Optimum Balance Between Aggressive and Smooth Scenarios/ SPE-206635-MS. — 2021. — 24 p.

32. Osiptsov A.A., Garagash I.A., Boronin S.A., Tolmacheva K.I., etc. Impact of Flowback Dynamics on Fracture Conductivity/ Journal of Petroleum Science and Engineering. — № 188, 2020. — 28 p.

33. Rojas D., Lerza A. Horizontal Well Productivity Enhancement through Drawdown Management Approach in Vaca Muerta Shale/ SPE-189822-MS. — 2018. — 13 p.

34. Wilson K., Hanna Alla R.R. Efficient Stress Characterization for Real-Time Drawdown Management/ URTeC: 2721192. — 2017. — 15 p.

35. Karantinos E., Sharma M.M. Choke Management Under Wellbore, Completion and Reservoir Constraints/ SPE-187190-MS. — 2017. — 14 p.

36. Pankaj P., Patron K.E., Lu H. Artificial Lift Selection and Its Applications for Deep Horizontal Wells in Unconventional Reservoirs/ URTeC: 2875180. — 2018. — 21 p.

37. Kolawole O., Gamadi T., Bullard D. Comprehensive Review of Artificial Lift System Applications in Tight Formations/ SPE-196592. — 2019. — 21 p.