1 ТОВ «Роснефть - Уфимський науково-дослідний і проектний інститут»
3 ГУ ВПО «Білорусько-Російський університет» в м Могильові
У даній статті пропонується новий підхід до проведення операцій гідророзриву пласта, з метою підвищення продуктивності і нефтеизвлечения, в свердловинах з використанням пакерного компонування ПС-168с, що виключає нормалізацію забою свердловин після гідророзриву пласта, що дозволяє істотно здешевити подальший ремонт оброблюваних свердловин, так як значна вартість масованого гідророзриву вимагає високої надійності і особливого проектування. Гідравлічний розрив пласта є найбільш ефективно застосовуваним методом. У даній статті також наводиться характеристика виробничого процесу гідравлічного розриву пласта. Проаналізовано використана пакерного компоновка і приведена її схема. Побудовано гістограми, де показані зміни дебіту свердловин по рідини і нафти до і після проведення операції гідророзриву пласта. Виявлено, що даний метод дозволяє підвищувати дебіт свердловин в кілька разів, він економічно обґрунтований, тому його можна застосовувати повсюдно.
рекольматація тріщини (повторна кольматація)
пакерного компоновка ПС-168с
ГРП з тимчасовим відсіканням горизонтальної ділянки
Проведення операцій гідророзриву пласта на вертикальній частині свердловин з тимчасовим ізолюванням горизонтального хвостовика. Запобігання засмічення продуктивного пласта, що дозволяє виключити наступну стадію нормалізації забою свердловини.
Зменшення фонду рентабельних свердловин для проведення геолого-технічних заходів (ГТМ) на пізній стадії розробки родовищ вимагає вдосконалення технологій підвищення нафтовіддачі пластів. Необхідне створення певних організаційних умов, що дозволяють продовжити економічно виправданий термін розробки таких родовищ. Одним з основних ГТМ для інтенсифікації видобутку нафти практично на всіх стадіях розробки родовищ є гідророзрив пласта [1-3]. Правильний вибір технології, яка враховує конкретні геологічні умови і структуру свердловин, забезпечує максимальну ефективність нафтовидобутку після реалізації операцій ГРП [4-6]. У виробничій практиці техногенні чинники, що знижують нефтеотдачу, в значній мірі обумовлені необхідністю проведення ремонтних робіт на свердловинах, підданих ГРП. Проблема погіршення фільтраційно-ємнісних характеристик привибійної зони пласта (ПЗП) наступним застосуванням промивних рідин, залишається актуальною.
Основне завдання полягає в тому, щоб не Кольматірована нижні продуктивні пласти свердловин розчином глушіння і промивної рідиною після проведення ГРП, а також тріщини проектного об'єкта.
Відповідно до існуючої стандартної технології робіт на свердловинах з горизонтальною ділянкою при проведенні операцій ГРП у вертикальній частині експлуатаційної колони, необхідно ізолювати горизонтальний хвостовик з використанням бруківки пробки (ПМ). Після завершення операції ГРП проводиться тривала нормалізація забою обробленої свердловини з розбурювання піщаного моста. Тривала робота з промивної рідиною призводить до рекольматаціі тріщини ГРП і засмічення нижнього горизонтального ділянки свердловини.
Використання пакерного компонування ТОВ «Виробнича фірма« Пакер Тулз »ПС-168с на родовищах ТОВ« РН-Пурнефтегаз »сприяло практичного вирішення вищенаведених проблем.
Пакерного компоновка ТОВ «ПФ« Пакер Тулз »ПС-168с складається з двох пакеров (верхній гідравлічний і нижній механічний), які обмежують інтервал перфорації свердловини. Між пакерами встановлюється перфорована насосно-компресорна труба (НКТ) діаметром 89 мм, через яку в пласт закачується реагент ГРП. Закачування реагенту дозволяє проводити роботи при тиску до 60 МПа (рисунок 1).
Мал. 1. Схема компонування пакера ПС-168с
Перевагою запропонованого методу є те, що повністю виключається необхідність проведення робіт по додатковій нормалізації забою свердловин після проведення операцій гідророзриву пласта. Горизонтальний ділянку свердловини відсікається пакерного компонуванням, гідророзрив проводиться на вертикальній частині свердловини (на вищерозміщений пласт), потім проводиться «зрив» верхнього пакера, через промивний вузол вимиваються залишки продуктів гідророзриву і проводиться глушіння свердловини. Після підйому компоновки пакера спускається глибинно-насосне обладнання (гно) без нормалізації забою свердловини.
Дослідно-промислові випробування запропонованої технології були проведені на свердловині № 3103 Тарасівської родовища ТОВ «РН-Пур-нафтогаз». Свердловина має горизонтальну ділянку стовбура, гідророзрив же був проведений в вертикальної частини свердловини з тимчасовим відсіканням горизонту. При використанні пакера виробництва ТОВ «ПФ« Пакер Тулз »відпала необхідність нормалізації забою свердловин після проведення операцій ГРП, були скорочені терміни введення свердловини в подальшу експлуатацію. На малюнку 2 приведені робочі параметри свердловини. Приріст видобутку нафти склав 10 т / добу, економічний ефект від скорочення терміну необхідного подальшого ремонту свердловини - 1,7 млн руб.
Мал. 2. Зміна дебіту свердловини 3103 по рідини і нафти до і після проведення операції ГРП
Крім того, дослідно-промислові випробування запропонованої технології були проведені на свердловині № 7172а Комсомольського родовища ТОВ «РН-Пурнефтегаз». Приріст видобутку нафти склав 6 т / добу, економічний ефект за рахунок зменшення терміну ремонту свердловини після проведення на ній операції ГРП - 1,6 млн руб. (Рисунок 3).
Слід зазначити, що при реалізації запропонованої технології виключається необхідність відсипання піском нижнього горизонтального ділянки свердловини після ГРП, що не кольматірующіе продуктивні пласти, так як відпадає необхідність нормалізації забою свердловини після проведення на ній гідророзриву, значно скорочується тривалість і вартість необхідного подальшого ремонту свердловини.
Час введення вищезгаданих свердловин в експлуатацію скоротилося на 57%. Економічний ефект від використання запропонованої компоновки (з тимчасовою ізоляцією хвостовика) склав 1,7 млн руб. на кожну операцію.
Мал. 3. Дебіт рідини, нафти до і після проведення операції ГРП по свердловині № 7172а Комсомольського родовища ТОВ «РН-Пурнефтегаз»
Позитивні результати дослідно-промислових випробувань технології дозволяють рекомендувати її реалізацію і на інших свердловинах з тимчасовим відсіканням горизонтального стовбура. Впровадження запропонованої технології заплановано ще на 19 свердловинах родовищ, які експлуатуються ТОВ «РН-Пурнефтегаз». Очікуваний економічний ефект може скласти 34,7 млн руб.
1. Показано, що застосування пакерного компонування ПС-168с виключає необхідність нормалізації забою свердловини після проведення операції ГРП, запобігає повторне засмічення тріщини, що дозволить підвищити ефективність проведення операцій гідророзриву.
2. Внаслідок того що кількість рентабельних свердловин на проведення операцій ГТМ-ГРП на родовищах постійно зменшується, розроблений новий підхід актуальний для інтенсифікації припливу рідини і, як наслідок, продовження економічно вигідного періоду експлуатації свердловин.
рецензенти:
Хузину Л.Б. д.т.н., доцент, професор, зав. кафедрою «Буріння нафтових і газових свердловин» Державна бюджетна освітня установа вищої професійної освіти «Альметьєвська державний нафтовий інститут», м Альмет'євськ;
Пропонуємо вашій увазі журнали, що видаються у видавництві «Академія природознавства»
(Високий імпакт-фактор РИНЦ, тематика журналів охоплює всі наукові напрямки)
Сучасні проблеми науки та освіти
Електронний науковий журнал | ISSN 2070-7428 | Ел. № ФС77-34132
Служба технічної підтримки - [email protected]
Відповідальний секретар журналу Бізенкова М.Н. - [email protected]
Матеріали журналу доступні на умовах ліцензії Creative Commons «Attribution» ( «Атрибуція») 4.0 Всесвітня.