Повышения нефтеотдачи пластов при планировании гидроразрыва с внедрением пакерной компоновки

Цель и задачи: эффективное проведение операции ГРП вышележащих пластов в скважинах с временным отсечением горизонтального ствола. Предотвратить засорение нижнего горизонтального участка скважины, так же рекольматацию трещину проектного пласта раствором глушения или жидкостью промывки после ГРП.

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 пакерной компоновки, отвечающих требованиям технологических процессов, а также скважинных условий. Точный выбор и применяемость любой технологии, с учетом конкретных геологических условий и структуру скважины, обеспечивает максимальную эффективность после операции ГРП [2]. В обычной практике, техногенные факторы, снижающие нефтеотдачу, обусловлены ремонтными работами после ГРП. Решения проблем ухудшения фильтрационно - емкостных характеристик ПЗП (призабойная зона пласта) после ГРП промывочной жидкостью, по сей день являются актуальными [6].

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 проведение ГРП в вертикальной части эксплуатационной колонны. После завершения гидроразрыва проводится длительная нормализация забоя с разбуриванием песчаного моста. Продолжительная работа с промывочной жидкостью приводит к рекольматацию созданной трещины ГРП и засорению нижнего горизонтального участка скважины [6].

Использование пакерной компоновки ООО «Производственная фирма «Пакер Тулз» ПС-168С на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз», способствовал практическому решению задач.

Пакерная компоновка ООО «ПФ «Пакер Тулз» ПС-168С состоит из двух пакеров (верхний гидравлический и нижний механический), которые ограничивают интервал перфорации. Между пакерами устанавливается перфорированная НКТ (насосно - компрессорная труба) диаметром 89 мм, через которую закачивается реагент ГРП в пласт. Закачка предусматривает работу при давлении до 60 мПа [1].

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 вышележащий пласт), затем производится срыв верхнего пакера, через промывочный узел вымываются остатки продуктов разрыва и проводится глушение скважины. После подъёма компоновки пакера спускается ГНО (глубинно насосное оборудование) без нормализации забоя скважины.

Нижний пакер с байпасным клапаном (П В посадка / Л В транспортное положение -поворотного действия;

НКТ89ММ длина в зависимости от интервала перфорации

Верхний пакер с байпасным клапаном

(упорного действия)

Рис. 1. Схема компоновки пакера ПС-168С.

Обратный шаровой клапан (правое вращение открыт/ левое закрыт-опрессовка НКТ)

Девертор (циркуляционные

Была проведена опытно-производственная работа на скважине № 3103 Тарасовского месторождения. Скважина имеет горизонтальный участок ствола, гидроразрыв был произведён в вертикальной части скважины, с временным отсечением горизонта. С внедрением технологии ООО «ПФ «Пакер Тулз» отпала необходимость нормализации забоя, тем самым были сокращены сроки ввода скважины в эксплуатацию после ГРП.

Q^Q ^H         скважина 3103 Тарасовское м/р

Qж,м3/сут Qн,т/сут

до ГРП

после ГРП

Рис. 2. Дебит жидкости, нефти до и после ГРП по скважине 3103 Тарасовское м/р

На рис. 2 приведены параметры эксплуатации скважины № 3103 Тарасовского месторождения до и после ГРП. Показано, что дебит нефти вырос на 10 тонн в сутки.

После получения положительных результатов было принято решение производить аналогичную технологию и на других скважинах, где скважины ранее не подвергались гидроразрыву 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.

до ГРП после ГРП

Рис. 3. Дебит жидкости, нефти до и после ГРП по скважине 7172а Комсомольское м/р.

На рис. 3 приведены результаты реализации операции ГРП по скважине № 7172а Комсомольского месторождения. Из представленных данных видно, что дебит по нефти вырос на 6 т/сут.

Следует отметить, что основная задача при внедрении технологии была предотвращения 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.

Расчёт экономического эффекта от использования данных компоновок при гидроразрыве с изоляцией дополнительного хвостовика по одной операции ГРП фактически составляет 250-345 бр./час. От двух скважин №3103/152 и №7172а/102а время на ввод скважины в работу фактически сократилось на 58%, суммарный экономический эффект 595 бр./час, в среднем 297,5 бр./час, в денежном эквиваленте составил 1,8 млн руб. на каждую операцию.

С внедрением данной технологии открылись перспективы для проведения ГРП на скважинах с временным отсечением горизонтального ствола и планируются ещё на 14 скважинах аналогичные операции. Планируемый суммарный экономический эффект, в среднем 3867,5 бр./час, в денежном эквиваленте может составить в среднем 23,4 млн.руб на проектные скважины.

Выводы:

– исключается необходимость отсыпки песком (проппантом) нижнего горизонтального участка скважины;

– исключается необходимость нормализации забоя скважины после операции ГРП, соответственно не засоряется нижний эксплуатационный интервал раствором, а так же 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.