Старение скважин в НГДУ «Альметьевнефть» сопровождается заменой эксплуатационных колонн (ЭК) стандартного диаметра на ЭК малого диаметра, что требует разработки и внедрения специальных технологий одновременно-раздельной закачки (ОРЗ). Первой из них стала компоновка 2ПРОК-ОРЗ -2-94, разработанная ООО НПФ «Пакер». По результатам применения компоновки на одной из скважин НГДУ «Альметьевнефть» был получен средний прирост дебита нефти в размере 2,4 т/сут. Технология признана экономически эффективной и запланирована к дальнейшему внедрению на скважинах НГДУ.

25.09.2017 Инженерная практика №06/2017

Маликов Марат Мазитович Ведущий инженер ТОППД НГДУ «Альметьевнефть»

Ромашкинское месторождение, разработку которого ведет НГДУ «Альметьевнефть», представлено объектами, различающимися по толщине, простиранию и фильтрационным характеристикам. Совместная эксплуатация таких пластов значительно снижает эффективность разработки месторождения, особенно в тех случаях, когда не организована отдельная система заводнения для каждого из пластов. В свою очередь, создание такой системы требует бурения дополнительных добывающих и нагнетательных скважин с самостоятельной сеткой.

Для решения данной проблемы в ПАО «Татнефть», как и во многих других нефтяных компаниях, применяется технология ОРЗ. Ее суть заключается в организации процесса закачки воды через одну нагнетательную скважину в различные пласты (или пачку пластов). Чтобы обеспечить при этом более равномерную выработку вскрытых скважиной пластов, давление закачки дифференцируется в соответствии с коллекторскими свойствами каждого пласта.

Технология ОРЗ позволяет вовлечь в разработку дополнительные пласты без бурения новых нагнетательных скважин, организовать одновременное воздействие на запасы нефти разных объектов посредством одной сетки скважин и обеспечить эксплуатацию пластов с разными коллекторскими свойствами, что в итоге дает возможность повысить эффективность добычи нефти.

ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА ОРЗ

По состоянию на 1 декабря 2016 года в НГДУ «Альметьевнефть» по технологии ОРЗ эксплуатировались 205 скважин (табл. 1). При этом использовались три схемы данной технологии: стандартная схема, двухлифтовая схема ОРЗ с двухпроходным пакером и многопакерная с применением мандрелей (рис. 1).

Перечисленные схемы позволяли внедрить технологию ОРЗ лишь на скважинах с ЭК стандартного диаметра (146, 168 мм), в то время как для скважин с ЭК малого диаметра (114 мм), число которых в НГДУ «Альметьевнефть» постоянно растет, требуется разработка и внедрение специальных компоновок.

СОСТАВ КОМПОНОВКИ 2ПРОК-ОРЗ-2-94

Первым техническим решением ОРЗ для скважин с ЭК-114 стала компоновка 2ПРОК-ОРЗ-2-94 с устройством регулирования закачки (УРЗ), разработанная по техническому заданию НГДУ «Альметьевнефть» ООО НПФ «Пакер», для разобщения двух пластов и изоляции колонны от интервала перфорации. В нижней части компоновки расположена воронка, над ней – нижний пакер осевого действия, УРЗ, штуцер нижнего и верхнего пласта, верхний пакер упорного действия и узел безопасного разъединения (рис. 2).

Данная компоновка устанавливается в скважине за одну СПО, при этом нижний пакер осевого действия устанавливается по принципу авторучки, а верхний пакер упорного действия – методом разгрузки на пакер осевого действия.

УРЗ состоит из извлекаемой и неизвлекаемой частей. Неизвлекаемая часть спускается в скважину вместе с подвеской НКТ, а извлекаемая часть УРЗ после спуска компоновки сбрасывается с устья скважины и устанавливается в седло неизвлекаемой части. В извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй – с нижним. В обоих проходных каналах устанавливаются штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам.

ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА ЗАКАЧИВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ

Расход закачиваемой жидкости в компоновке 2ПРОК-ОРЗ-2-94 измеряется при помощи стандартного геофизического расходомера (рис. 3). Перед спуском расходомера в скважину на него устанавливается клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта. Затем расходомер спускается в скважину и устанавливается на 20-30 м выше УРЗ. Далее производится общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления. Затем расходомер опускается еще ниже – до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта и производится замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт, и забойного давления.

Объем жидкости, закачиваемой в верхний пласт, определяется путем вычитания объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт, из общего объема закачиваемой в скважину жидкости.

При необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам, производится подъем из скважины извлекаемой части устройства распределения закачки. Штуцеры заменяются аналогичными штуцерами с необходимым диаметром, и извлекаемая часть УРЗ сбрасывается с устья в скважину.

ДОСТОИНСТВА И НЕДОСТАТКИ КОМПОНОВКИ

Компоновка 2ПРОК-ОРЗ -2-94 позволяет организовать раздельную закачку по пластам нагнетательных скважин с ЭК диаметром 114 мм, что дает возможность получить дополнительные объемы добычи нефти от применения технологии ОРЗ на скважинах малого диаметра. Устройство компоновки обеспечивает защиту ЭК от воздействия технологической жидкости, закачиваемой в верхний пласт, что позволяет внедрять данную технологию на скважинах с нарушением ЭК.

Вместе с тем, при эксплуатации компоновки отсутствует возможность определения герметичности нижнего пакера. Также для регулирования режима работы каждого объекта в отдельности необходима замена глубинных штуцеров в УРЗ с привлечением геофизических партий.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ВНЕДРЕНИЯ

При внедрении компоновки 2ПРОК-ОРЗ -2-94 на скважине НГДУ «Альметьевнефть» средний прирост добычи нефти составил 2,4 т/сут. Дополнительная добыча нефти за неполный 2016 год составила 453 т (табл. 2). Дисконтированный доход от внедрения компоновки составил более 3 млн руб. с окупаемостью менее года.

Потенциальный фонд для внедрения технологии ОРЗ с применением данной компоновки в НГДУ «Альметьевнефть» по состоянию на конец 2016 года оценивается в 10 скважин, при этом с каждым годом этот фонд будет расти вследствие старения фонда и перехода от стандартных диаметров ЭК к малым.