CC BY
109
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
АНАЛИЗ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОСТАДИЙНЫХ ГИДРОРАЗРЫВОВ ПЛАСТОВ В ОАО НК «РОСНЕФТЬ» Данилов Д. Email: Danilov652@scientifictext.ru
Данилов Дмитрий - магистр, программа: бурение горизонтальных скважин, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Аннотация: в статье рассматриваются некоторые способы многостадийного гидроразрыва пласта, проводимые в подразделениях НК «Роснефть»: технология их проведения, оборудование, необходимое для выполнения предлагаемых технологий, достоинства и недостатки этих способов, наибольшую эффективность проведения и экономической прибыль по результатам дополнительной производительности нефтяных скважин после внедрения данных технологий гидроразрыва пласта. Описаны причины использования тех или иных способов многостадийного гидроразрыва пласта и пути усовершенствования рассмотренных методов. Ключевые слова: многостадийный гидроразрыв пласта, селективный пакер, пробка, взрывная муфта.
ANALYSIS OF CONDUCTING MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURING OF PLASTES IN ROSNEFT Danilov D.
Danilov Dmitry - Master, PROGRAM: DRILLING OF HORIZONTAL WELLS, DEPARTMENT OF DRILLING OIL AND GAS WELLS, TYUMEN INDUSTRIAL UNIVERSITY, TYUMEN
Abstract: the article discusses some methods of multi-stage hydraulic fracturing carried out in Rosneft divisions: the technology of their implementation, the equipment necessary to carry out the proposed technologies, the advantages and disadvantages of these methods, the most efficient performance and economic profit based on the results of additional performance of oil wells after the implementation of data fracturing technologies. The reasons for the use of various methods of multi-stage hydraulic fracturing and ways to improve the considered methods are described.
Keywords: multi-stage hydraulic fracturing, selective packer, cork, explosive coupling.
УДК 622.245.54
Многостадийные гидроразрывы пласта широко используются в мировой практике. Так, в НК «Роснефть»» с 2011 года с появлением нового оборудования
- (FracPoint), где работа муфт и разделение интервалов воздействия происходит за счет сброса растворимого шара BioBalls , а разделение зон за «хвостовиками» происходит с помощью набухающих пакеров;
- применение разрывных муфт BPS, при которых при многостадийном гидроразрыве пластов зоны за эксплуатационной колонной разобщаются не только с помощью пакеров, но и с помощью цементирования колонны-хвостовика.
За время внедрения первой технологии определились следующие недостатки:
- большая трата времени на герметизацию первой стадии гидроразрыва пласта;
- при сбросе растворимых шаров BioBalls отсутствует герметизация «хвостовика», так как отверстия в фильтре за время нагнетания проппанта успевают промыться;
- если неожиданно останавливается процесс нагнетания проппанта, то может раньше времени активироваться работа муфты гидроразрыва пласта, если давление нагнетания проппанта было выше давления запуска в работу муфт
Второй способ позволяет снизить негативное влияние на призабойную зону пласта после гидроразрывов при освоении скважин. Для этого использовался следующий комплект оборудования - разрывные муфты BPS с селективным пакером С2С (Трайкан Велл Сервис). Ограничение способа состоит в том, что использоваться это только может в колоннах диаметром 114 и 168 мм [1].
Преимуществом пакера С2С является то, что при преждевременном прекращении нагнетания по различным причинам, пакер позволяет обратной промывкой вымыть остатки проппанта и перейти к следующему интервалу воздействия на призабойную зону. Если интервалы обводнены, то есть возможность отсечь их с помощью установки данного пакера на обводненный участок. После ликвидировать обводненный участок с помощью закачивания специальных составов или растворов для ограничения водопритока.
Первый многостадийный гидроразрыв пласта с применением второй технологии с селективным пакером и разрывными муфтами был проведен на скважине следующей компоновки: эксплуатационная колонна диаметром 168 мм, спущена до кровли пласта, и хвостовик диаметром 114 мм, установленный в горизонтальной части ствола. В состав хвостовика входило 6 разрывных муфт,рассчитанный на давление 45 МПа, и шесть заколонных разбухающих пакеров для разобщения интервалов воздействия. Расстояние между муфтами составило примерно 63-97 м при длине горизонтального участка 550 м (рисунок 1).
Рис. 1. Схема проведения многостадийного гидроразрыва пласта по технологии БРБ+С2С
Все стадии гидроразрыва пласта прошли за 200ч, сюда также включено время на 2 спуско-подъемные операции для контроля состояния селективного пакера, общий объем закачанного проппанта составляет 112 т.
В рамках проведения испытаний данной технологии работы проводились на 12 скважинах. На 8 скважинах наблюдались осложнения.
По результатам полученных осложнений разработаны следующие положения:
- необходимо заменить группу прочности хвостовика на большую, («Е» взамен
«Д») [2];
- необходимо заменить в соединениях хвостовика резьбу трубную трапецеидальную на резьбу высокогерметичную премиум-класса с различными типами уплотнений;
- необходимо усовершенствовать селективный пакер в месте механического локатора муфт, так как попадание в зазоры резьбовых соединений проппанта приводит к поломке плашек локатора муфт;
- изменено открытие клапана пружинного типа для рециркуляции жидкости с помощью натяжения насосно-компрессорных труб.
- в конструкцию селективного якоря установлен якорь для того, чтобы уменьшить влияние НКТ на нижние уплотнения пакера;
- цементирование хвостовиков и разрывных муфт производится облегченным цементом плотностью 1500 кг/м3 с резиновой крошкой или микросферами вместо использовавшегося ранее цемента плотностью 1860 кг/м3, что привело к улучшению транспортирования проппанта при ограничении рабочего давления до 68 МПа селективного пакера [3];
- уменьшились сроки освоения скважины на 7 суток в результате отсутствия расширения ствола скважины до 153 мм. При этом количество стадий гидроразрыва от 5-7.
В результате применения данных мероприятий увеличился дебит скважин на 35% жидкости и нефти.
Следующим этапом повышения эффективности технологии многостадийного гидроразрыва пласта была разработана новая технология Coil-Jet. Суть этой технологии заключается в том, что можно проводить бесконечное число стадий гидроразрыва в полностью зацементированных скважинах (рисунок 2) [4].
1- - - i«'
k 1
Рис. 2. Технология многостадийного гидроразрыва пласта Coil-jet
Технология проведения следующая. На гибких трубах спускается инструмент на необходимую глубину для проведения абразивной резки колонны и нагнетанием жидкости гидроразрыва через пространство между гибкой трубой и насосно-компрессорной трубой диаметром 114 мм. Затем инструмент устанавливается на новый интервал, а предыдущий интервал отсекается с помощью специальной многоразовой отсекающей пробки. Все вышеперечисленные операции будут проводиться до тех пор, пока не будут выполнены все стадии гидроразрывов по интервалам.
Такая технология может использоваться в скважинах с различными профилями, при чем отсутствуют затраты на специальные компоновки для многостадийных гидроразрывов и так далее.
Также активно внедряются и развиваются различные технологии многостадийного гидроразрыва с целью сокращения времени на освоение скважины после ГРП. Один из вариантов решения - это отказ от нормализации хвостовиков после проведения многостадийного гидроразрыва пласта. Это объясняется низкими пластовыми давлениями на 30-40% ниже первоночальных, что приводит к большим поглощениям промывочной жидкости при нормализации скважин.
Список литературы /References
1. Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин/ Х. Фрайя, Э. Омер, Т. Пулик [и др.] // Нефтегазовое обозрение. Весна, 2003. Т. 8. № 1.
2. Технология бурения нефтяных и газовых скважин :учебник для студентов вузов в 5 т. Т. 1. / ред. В. П. Овчинникова. 2-е изд., перераб. и доп. Тюмень: ТИУ, 2017. 580 с.
3. АкульшинА.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989. 245 с.
4. Шайхулов А.М., Гилемзянов Р.М. Методы повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин Мишкинского месторождения // Научно -технический вестник ОАО «НК «Роснефть», 2013. Вып. 31. С. 41-43.
