CC BY
12УДК 622.276.66
ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ ГИДРОРАЗРЫВА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАКЕРНОЙ КОМПОНОВКИ
METHOD FOR RESERVOIR OIL RECOVERY IMPROVEMENT AT PLANNING THE FORMATION HYDRAULIC FRACTURING WITH USE OF A PACKER ASSEMBLY
Т. Ю. Юсифов, С. Г. Паняк, А. А. Аскеров, А. Ю. Юсифов
T. Yu. Yusifov, S. G. Panyak, A. A. Askerov, A. Yu. Yusifov
ООО «РН-УфаНИПИнефть», Уральский государственный горный университет, Екатеринбург, ООО «РН-Пурнефтегаз», Юсифов А. Ю. ООО «РН-Сервис»
Ключевые слова: гидроразрыв пласта (ГРП); ГРП с отсечением горизонтального ствола; пакерная компоновка ПС-168С; рекольматация трещины; мостовая пробка; нормализация забоя скважины Key words: formation hydraulic fracturing (FHF); FHF with isolating the horizontal hole; packer assembly (PC-168C); fracture re-colmatage; bridge plug; well bottom-hole normalization
Гидравлический разрыв пласта имеет много технологических решений, которые обусловлены различными особенностями каждого конкретного объекта обработки и конструкции скважин.
Различные способы проведения ГРП требуют использования определенных видов па-керной компоновки, отвечающих требованиям технологических процессов, а также сква-жинных условий. Точный выбор и применяемость любой технологии с учетом конкретных геологических условий и структуры скважины обеспечивает максимальную эффективность после операции ГРП [1].
В обычной практике техногенные факторы, снижающие нефтеотдачу, обусловлены ремонтными работами после ГРП. Решение проблем ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП (призабойной зоны пласта) после ГРП промывочной жидкостью по сей день является актуальным [2].
Основная задача заключается в том, чтобы не кольматировать нижние продуктивные пласты скважин раствором глушения и промывочной жидкостью после проведения ГРП, а также трещину проектного объекта.
Согласно существующей стандартной технологии работ на скважинах с горизонтальным участком необходимо изолировать горизонтальный хвостовик с использованием мостовой пробки (ПМ) и провести ГРП в вертикальной части эксплуатационной колонны. После завершения гидроразрыва проводится длительная нормализация забоя с разбуриванием песчаного моста. Продолжительная работа с промывочной жидкостью приводит к рекольма-тации созданной трещины ГРП и засорению нижнего горизонтального участка скважины [3].
Использование пакерной компоновки ООО «Производственная фирма «Пакер Тулз» ПС-168С на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» способствовало практическому решению задач.
Пакерная компоновка ПС-168С состоит из двух пакеров (верхнего гидравлического и нижнего механического), которые ограничивают интервал перфорации. Между пакерами устанавливается перфорированная НКТ (насосно-компрессорная труба) диаметром 89 мм, через которую закачивается реагент ГРП в пласт (рис.1). Закачка предусматривает работу при давлении до 60 мПа [4].
Сущность данного метода заключается в том, что практически исключается дополнительная нормализация забоя скважины после гидроразрыва. Горизонтальный участок скважины отсекается пакерной компоновкой, гидроразрыв проводится на вертикальной части скважины (на вышележащем пласте), затем производится срыв верхнего пакера, через промывочный узел вымываются остатки продуктов разрыва, и проводится глушение скважины. После подъема компоновки пакера спускается ГНО (глубинно-насосное оборудование) без нормализации забоя скважины.
Была проведена опытно-производственная работа на скв. 3103 Тарасовского месторождения. Скважина имеет горизонтальный участок ствола, гидроразрыв был произведен в вертикальной части скважины с временным отсечением горизонта.
74
Нефть и газ
2015
Рис. 1. Схема компоновки пакера ПС-168С
С внедрением технологии ООО «ПФ «Пакер Тулз» отпала необходимость нормализации забоя, тем самым были сокращены сроки ввода скважины в эксплуатацию после ГРП. На рис. 2 приведены параметры эксплуатации скв. 3103 Тарасовского месторождения до и после ГРП. Показано, что дебит нефти вырос на 10 тонн в сутки.
Рис. 2. Дебит жидкости, нефти до и после ГРП по скв. 3103 Тарасовского м/р
После получения положительных результатов было принято решение производить аналогичную технологию и на других скважинах, где ранее не проводился гидроразрыв в связи с тем, что эти скважины имеют горизонтальный участок, дающий нефть, но с низким пластовым давлением [5]. ГРП на вертикальной части мог приводить к потере нефтеотдачи скважин с горизонтального участка из-за засорения промывочной жидкостью при нормализации забоя. На рис. 3 приведены результаты реализации операции ГРП по скв. 7172а Комсомольского месторождения. Из представленных данных видно, что дебит по нефти вырос на 6 т/сут.
Следует отметить, что основной задачей при внедрении технологии было предотвращение потери нефтеотдачи пластов. Отличительная комплексная особенность данного метода состоит в том, что исключается необходимость отсыпки песком нижнего горизонтального участка скважины, не кольматируются продуктивные пласты, так как отпадает нормализация забоя после проведения гидроразрыва, значительно сокращается продолжительность и стоимость ремонта скважин.
Расчет экономического эффекта от использования данных компоновок при гидроразрыве с изоляцией дополнительного хвостовика по одной операции ГРП фактически составляет 250-345 бр./час. На двух скважинах 3103/152 и 7172а/102а время введения их в работу фак-
л 2015
Нефть и газ
Г5
тически сократилось на 58 %, суммарный экономический эффект составил 595 бр./час, в среднем — 297,5 бр./час, в денежном эквиваленте —1,8 млн руб. на каждую операцию.
Рис. 3. Дебит жидкости, нефти до и после ГРП по скв. 7172а Комсомольского м/р
С внедрением данной технологии открылись перспективы для проведения ГРП на скважинах с временным отсечением горизонтального ствола, и еще на 14 скважинах планируются аналогичные операции. Планируемый суммарный экономический эффект в среднем может составить 3 867,5 бр./час, в денежном эквиваленте — в среднем 23,4 млн руб. на проектные скважины.
Выводы
• Исключается необходимость отсыпки песком (проппантом) нижнего горизонтального участка скважины.
• Отпадает необходимость нормализации забоя скважины после операции ГРП, соответственно не засоряется нижний эксплуатационный интервал раствором, а также проектный пласт.
• Вводятся в работу без потери дебита жидкости и нефти пласты, которые не подверглись гидроразрыву.
• Значительно сокращается продолжительность ремонта скважин, на которых проводятся гидроразрывы, снижаются затраты на ремонт.
Список литературы
1. Р. У. Дж. Вич, Московидис З. А. Пересмотр современных успехов в технологии гидроразрыва: мат-лы конференции инженеров-нефтяников. - 1986.
2. Economides M. J. Reservoir stimulation / Economides M. J., Nolte K. G. // Prentice Hall. Eglewood Cliffs, - New Jersey 07632. - 1989. -Р. 430.
3. Hannah P. R. Fracturing a high permeability oil well at Prudhoe Bay, Alaska / Hannah P. R., Walker E. J. // Paper SPE 14372. - 1985. - Р. 13.
4. Анализ внедрения пакерной компоновки, используемой при ГРП на месторождениях ООО «РН - Пурнефте-газ» - 2014 г.
5. Юсифов Т. Ю. Гидроразрыв нефтяных пластов с низким давлением (на примере месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз») / Т. Ю. Юсифов // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 3. - С. 179-184.
Сведения об авторе Information about the author
Юсифов Теюб Юсиф оглы, к. т. н., главный спе- Yusifov T. Yu., Candidate of Science in Engineering, chief
циалист ООО «Роснефть — Уфимский научно- specialist of LLC «Rosneft — Ufa Research and Designing
исследовательский и проектный институт», г. Уфа, Institute», Ufa, phone: 89373087202, e-mail: Yusifov-
тел. 89373087202, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru TY@ufanipi.ru
Паняк Стефан Григорьевич, д. г.-м. н., заведую- Panyak S. G., Doctor of Geology and Mineralogy, head of
щий кафедрой геологии и ЗЧС, Уральский государст- the chair of geology, the Ural State Mining University, phone:
венный горный университет, г. Екатеринбург, тел. 8(343)2574105, e-mail: panjaks@rambler.ru 8(343)2574105, e-mail: panjaks@rambler. ru
Аскеров Амил Акиф оглы, аспирант, Уральский Askerov A. A., postgraduate, the Ural State Mining Uni-
государственный горный университет, г. Екатерин- versity, phone: 8(34936)57539, e-mail: Askerov.A.M@mail.ru бург, тел. 8(34936)57539, e-mail: Askerov.A.M@mail.ru
Юсифов Алы Юсиф оглы, начальник трубного Yusifiv A. Yu., chief of the pipe yard in CPP LC «PNG-
участка ЦПП ООО «ПНГ-КРС», тел. 89220544232, e- KRS», phone: 89220544232, e-mail: YusifovTY@ufanipi.ru mail: YusifovTY@ufanipi.ru
76 Нефть и газ № 5, 2015
