Цель и задачи
Проведение операций гидроразрыва пласта на вертикальной части скважин с временным изолированием горизонтального хвостовика. Предотвращение засорения продуктивного пласта, позволяющего исключить последующую стадию нормализации забоя скважины.
Уменьшение фонда рентабельных скважин для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) на поздней стадии разработки месторождений требует совершенствования технологий повышения нефтеотдачи пластов. Необходимо создание определённых организационных условий, позволяющих продлить экономически оправданный срок разработки таких месторождений. Одним из основных ГТМ для интенсификации добычи нефти практически на всех стадиях разработки месторождений является гидроразрыв пласта [1-3]. Правильный выбор технологии, учитывающей конкретные геологические условия и структуру скважин, обеспечивает максимальную эффективность нефтедобычи после реализации операций ГРП [4-6]. В производственной практике техногенные факторы, снижающие нефтеотдачу, в значительной мере обусловлены необходимостью проведения ремонтных работ на скважинах, подвергнутых ГРП. Проблема ухудшения фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны пласта (ПЗП) последующим применением промывочных жидкостей, остаётся актуальной.
Основная задача заключается в том, чтобы не кольматировать нижние продуктивные пласты скважин раствором глушения и промывочной жидкостью после проведения ГРП, а также трещины проектного объекта.
Согласно существующей стандартной технологии работ на скважинах с горизонтальным участком при проведении операций ГРП в вертикальной части эксплуатационной колонны, необходимо изолировать горизонтальный хвостовик с использованием мостовой пробки (ПМ). После завершения операции ГРП производится длительная нормализация забоя обработанной скважины с разбуриванием песчаного моста. Продолжительная работа с промывочной жидкостью приводит к рекольматации трещины ГРП и засорению нижнего горизонтального участка скважины.
Использование пакерной компоновки ООО «Производственная фирма «Пакер Тулз» ПС-168С на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» способствовало практическому решению вышеприведённых проблем.
Пакерная компоновка ООО «ПФ «Пакер Тулз» ПС-168С состоит из двух пакеров (верхний гидравлический и нижний механический), которые ограничивают интервал перфорации скважины. Между пакерами устанавливается перфорированная насосно-компрессорная труба (НКТ) диаметром 89 мм, через которую в пласт закачивается реагент ГРП. Закачка реагента позволяет производить работы при давлении до 60 Мпа (рисунок 1).
Рис. 1. Схема компоновки пакера ПС-168С
Преимуществом предлагаемого метода является то, что полностью исключается необходимость проведения работ по дополнительной нормализации забоя скважин после проведения операций гидроразрыва пласта. Горизонтальный участок скважины отсекается пакерной компоновкой, гидроразрыв проводится на вертикальной части скважины (на вышележащий пласт), затем производится «срыв» верхнего пакера, через промывочный узел вымываются остатки продуктов гидроразрыва и проводится глушение скважины. После подъёма компоновки пакера спускается глубинно-насосное оборудование (ГНО) без нормализации забоя скважины.
Опытно-промышленные испытания предлагаемой технологии были проведены на скважине № 3103 Тарасовского месторождения ООО «РН-Пур-нефтегаз». Скважина имеет горизонтальный участок ствола, гидроразрыв же был произведён в вертикальной части скважины с временным отсечением горизонта. При использовании пакера производства ООО «ПФ «Пакер Тулз» отпала необходимость нормализации забоя скважин после проведения операций ГРП, были сокращены сроки ввода скважины в дальнейшую эксплуатацию. На рисунке 2 приведены рабочие параметры скважины. Прирост добычи нефти составил 10 т/сут, экономический эффект от сокращения срока необходимого последующего ремонта скважины - 1,7 млн руб.
Рис. 2. Изменение дебита скважины 3103 по жидкости и нефти до и после проведения операции ГРП
Кроме того, опытно-промышленные испытания предлагаемой технологии были проведены на скважине № 7172а Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз». Прирост добычи нефти составил 6 т/сут, экономический эффект за счёт уменьшения срока ремонта скважины после проведения на ней операции ГРП - 1,6 млн руб. (рисунок 3).
Следует отметить, что при реализации предлагаемой технологии исключается необходимость отсыпки песком нижнего горизонтального участка скважины после ГРП, не кольматируются продуктивные пласты, так как отпадает необходимость нормализации забоя скважины после проведения на ней гидроразрыва, значительно сокращается продолжительность и стоимость необходимого последующего ремонта скважины.
Время ввода вышеназванных скважин в эксплуатацию сократилось на 57%. Экономический эффект от использования предлагаемой компоновки (с временной изоляцией хвостовика) составил 1,7 млн руб. на каждую операцию.
Рис. 3. Дебит жидкости, нефти до и после проведения операции ГРП по скважине № 7172а Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»
Положительные результаты опытно-промышленных испытаний технологии позволяют рекомендовать её реализацию и на других скважинах с временным отсечением горизонтального ствола. Внедрение предлагаемой технологии запланировано ещё на 19 скважинах месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз». Ожидаемый экономический эффект может составить 34,7 млн руб.
Выводы
1. Показано, что применение пакерной компоновки ПС-168С исключает необходимость нормализации забоя скважины после проведения операции ГРП, предотвращает повторное засорение трещины, что позволит повысить эффективность проведения операций гидроразрыва.
2. Вследствие того что количество рентабельных скважин на проведение операций ГТМ-ГРП на месторождениях постоянно уменьшается, разработанный новый подход актуален для интенсификации притока жидкости и, как следствие, продления экономически выгодного периода эксплуатации скважин.
Рецензенты:
Хузина Л.Б., д.т.н, доцент, профессор, зав. кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин» Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Альметьевский государственный нефтяной институт», г. Альметьевск;
Кнеллер Л.Е., д.т.н, профессор, профессор, зам. генерального директора по научной работе Открытого акционерного общества научно-производственного предприятия «ВНИИГИС», г. Октябрьский.