СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ С ПОСЛЕДУЮЩИМ ПРОВЕДЕНИЕМ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА Российский патент 2022 года по МПК E21B43/26 E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее, в области заканчивания скважин с горизонтальным окончанием и проведения гидравлического разрыва пласта.

В настоящее время наиболее эффективным методом интенсификации притока углеводородов и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов в скважинах, в частности с горизонтальным окончанием, остается технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Во многих регионах, по мнению некоторых отечественных и зарубежных исследователей, это единственная технология вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, приуроченными к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам, позволяющая существенно увеличить добычу углеводородов и сделать скважины экономически рентабельными.

Системы многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных участках скважин, в большинстве своем, устанавливаются в составе хвостовика, который, в свою очередь, подвешивается в эксплуатационной колонне. Как правило, такой хвостовик является нецементируемым, и разделение стадий ГРП по кольцевому пространству осуществляется путем применения гидромеханических заколонных пакеров.

В настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности широко применяются системы заканчивания скважин с горизонтальным окончанием для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, которые активируются шарами [Например, по патенту US 6907936 B2, опубл. 10.07.2003, или в статье «Проведение поинтервального ГРП с использованием технологии растворимых шаров в качестве потокоотклонителей», опубликованной в журнале «Экспозиция нефть газ» в номере 3, год - 2017, стр. 34-38 (авторы Сабитов Р.М., Багаев А.Н.].

Недостатками таких технических решений является наличие сужения в определенных элементах порта ГРП, что ограничивает проходной диаметр спущенного хвостовика в горизонтальный участок и, тем самым, препятствует потоку углеводородов на поверхность; сложность закрытия, а в некоторых случаях и невозможность закрытия портов в некоторых модификациях систем; ограниченное количество стадий проведения ГРП.

Известен способ заканчивания горизонтальной скважины [Патент РФ №2171359, опубл. 27.07.2001], согласно которому вскрывают продуктивный пласт, спускают обсадную колонну с отверстиями, оснащенную пакерами и заглушками отверстий, промывают скважину. Цементируют надпакерную часть колонны и пакеруют горизонтальную часть скважины, причем пакеры выполнены фильтрующими водную фазу и оснащены заглушками со срезными штырями для подготовки пакеров к работе. Обсадная колонна имеет запорный клапан. Совместно с пакерованием проводят цементирование горизонтальной части скважины с образованием пакерно-цементных перемычек, для чего в осадную колонну спускают насосно-компрессорную колонну, срезают штыри заглушек. Допуском насосно-компрессорной колонны до башмака обсадной колонны закрывают запорный клапан и закачивают цементный раствор через насосно-компрессорную колонну. Заполняют этим раствором уплотнительные элементы пакеров и промежутки между пакерами. Длину одной цементной перемычки устанавливают в соответствии с приведенной аналитической формулой.

Недостатком такого известного технического решения является малая продуктивность скважины после проведения работ.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания горизонтальной скважины малого диаметра [Патент РФ №2490426, опубл. 20.08.2013], который включает бурение скважины долотом диаметром 144-155,6 мм. При этом на конце эксплуатационной колонны с условным диаметром 102-114 мм размещают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования, спускают эксплуатационную колонну в горизонтальную часть скважины, циркуляцией бурового раствора устанавливают пробку в стоп-кольцо, повышают давление в эксплуатационной колонне до раскрытия пакера-отсекателя и затем отверстий муфты ступенчатого цементирования, прокачивают 2-4 м3бурового раствора при давлении 8-11 МПа и расходе 10-15 л/с, прокачивают буферную жидкость в объеме 3-10 м3, содержащую 1-3% поверхностно-активного вещества, при давлении 6-8 МПа и расходе 5-10 л/с, прокачивают расчетный объем цементного раствора при давлении от 6 до 10 МПа и расходе 5-10 л/с, продавливают продавочной жидкостью разделительную пробку до посадки в муфту ступенчатого цементирования и закрытия ее окон при давлении от 6 до 14 МПа при расходе 5-10 л/с, стравливают давление, убеждаются, что нет излива в трубное пространство, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, разбуривают стоп-кольцо, пакер-отсекатель пластов и муфту ступенчатого цементирования и осваивают скважину.

Недостатком такого известного технического решения является малая продуктивность скважины после проведения работ.

Задачей заявляемого изобретения является подбор оптимального варианта заканчивания скважины с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного (к примеру: от 15 до 50 стадий) гидравлического разрыва пласта с кластерной перфорацией и разделением между стадий, что позволит повысить продуктивность скважины после проведении работ.

Технический результат заключается в разработке компоновки заканчивания скважины с горизонтальным окончанием и технологии по проведению многостадийного гидравлического разрыва пласта с кластерной перфорацией и разделением стадий.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, способ заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта включает спуск на транспортировочной колонне цементируемой компоновки заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании, состоящей из расположенных снизу-вверх: башмак колонны, два обратных клапана или двойной обратный клапана, муфта активационная, стоп-патрубок, муфта ступенчатого гидроразрыва пласта, подвеска хвостовика, полированная воронка; осуществляется активация подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением; после ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности, на колонне НКТ производится спуск и стыковка стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП; производится технологическая стадия ГРП для создания приёмистости и возможности прокачивания оборудования, при отсутствии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, перфорация под техническую стадию ГРП производится силами флота колтюбинга; далее через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе до необходимой глубины спускается компоновка, состоящая из расположенных снизу-вверх: пакер-пробка, позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный, компенсатор, 2-5 секции перфоратора кумулятивного и селективные переводники между ними, локатор муфт, наконечник кабельный; по средствам кабеля подается электрический или гидравлический сигнал в посадочный инструмент и активируется пакер-пробка; следом подается следующий сигнал и активируется 1-ая секция кумулятивного перфоратора, далее подается следующий сигнал и активируется 2-ая секция кумулятивного перфоратора и т.д.; после активации пакер-пробки и всех секций с кумулятивным перфоратором входящих в состав компоновки производится подъем и осмотр инструмента; далее производится стадия ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин; после проведения стадии ГРП операция по спуску и активации компоновки повторяются до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины; после проведения всех стадий ГРП, силами флота колтюбинга производится нормализация хвостовика путем фрезерования пробок при использовании не растворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины при использовании растворимых пакер-пробок; в конце скважина отрабатывается, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации.

Способ осуществляется следующим образом (фиг. 1-13).

В разбуренный горизонтальный участок 1 на транспортировочной колонне 2 спускается цементируемая компоновка заканчивания 3 с возможностью вращения при спуске и цементировании (диаметром к примеру: 114,3 мм или 127 мм), состоящей из (снизу-вверх): башмак колонны 4, обратные клапаны 5 и 6 (возможно применение одного двойного обратного клапана), муфта активационная 7, стоп-патрубок 8, муфта ступенчатого гидроразрыва пласта (или её аналоги) 9 (при необходимости), подвеска хвостовика 10, полированная воронка 11 (фиг. 1).

Осуществляется активация подвески хвостовика 10 в эксплуатационной колонне 12 (к примеру, диаметром 178 мм) и сплошное цементирование 13 хвостовика 3 с вращением 14 (фиг. 2).

После ожидания затвердевания цемента 13 и мероприятий на его герметичность (не показано), на колонне НКТ 15 (с диаметром применяемого хвостовика 114,3 или 127 мм) производится спуск и стыковка стингера 16 с адаптером 17, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП (фиг. 3).

Далее для проведения технологической стадии ГРП с целью создания приёмистости и возможности в дальнейшем прокачивать оборудование существует 2 способа:

Способ № 1: при наличии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (или её аналоги) 9 производится её активация, путем созданием в НКТ 15 давления (к примеру: до 60 МПа (600 атм)), после активации муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (или её аналогов) 9 в скважине появляется сообщение с пластом 18 и приемистость (фиг. 4).

Способ № 2: при отсутствии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (либо её аналогов), перфорация 18 под техническую стадию ГРП производится силами флота колтюбинга следующими способами:

Электрический способ заключается в том, что через НКТ 15 на гибкой насосно-компрессорной трубе (далее ГНКТ) 19 с запасовонным в нее кабелем 32 спускается до заданной глубины кумулятивный перфоратор электрического действия 35. Далее подается электрический импульс и происходит активация кумулятивного перфоратора 35, после чего в хвостовике 3 обрадуются перфорационные отверстия 18 (фиг. 5).

Гидравлический способ заключается в том, что через НКТ 15 на ГНКТ 19, спускается до заданной глубины кумулятивный перфоратор гидравлического действия 20, далее производится активация кумулятивного перфоратора гидравлического действия 20 путем создания в ГНКТ 19 давления (к примеру: 12 МПа (120 атм)), после чего в хвостовике 3 обрадуются перфорационные отверстия 18 (фиг. 6).

После активации муфты ступенчатого гидроразрыва пласта (либо её аналогов) 9 или после проведения перфорации 18 и подъема кумулятивного перфоратора гидравлического действия на ГНКТ, через перфорационные отверстия 18 производится технологическая стадия ГРП (к примеру: 5 тн) 29 с целью увеличения приемистости при проведении дальнейших работ (фиг. 7)

Далее для проведения большеобъемных, скоростных и многостадийных гидравлических разрывов пласта с кластерной перфорацией и разделением стадий существует 2 способа:

Способ № 1:

Через колонну НКТ 15 на ГНКТ 19 до необходимой глубины спускается компоновка (компоновка может использоваться как гидравлическая так и работающая от электрического импульса по средствам запасованного в ГНКТ 19 кабеля 32) 21 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (проходная, разбуриваемая или растворимая) 22 позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 23, компенсатор 24, первая секция кумулятивного перфоратора 25, переводник селективной перфорации 26, вторая секция кумулятивного перфоратора 27 (секций с кумулятивной перфорацией могут быть от 2 до 5), локатор муфт 28 (фиг. 8).

Существует 2 способа активации компоновки 21: гидравлический и электрический.

Гидравлический способ заключается в том, что при создании определенного давления (к примеру: 10 МПа (100 атм)) в ГНКТ 19 происходит активация (посадка) пакер-пробки 22 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 29, далее создаются давление (к примеру: 12,5 МПа (125 атм)) происходит активация первой секции кумулятивного перфоратора 25 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 30, следом создаются давление (к примеру: 15 МПа (150 атм)) происходит активация второй секции кумулятивного перфоратора 27 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 31 (фиг. 9).

Электрический способ заключается в том, что по запасованному кабелю 32 в ГНКТ 19 подается электрический импульс и происходит активация (посадка) пакер-пробки 22 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 29, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация первой секции кумулятивного перфоратора 25 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 30, следом подается следующий электрический импульс и происходит активация второй секции кумулятивного перфоратора 27 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 31. (фиг. 10).

Способ № 2:

Через колонну НКТ 15 на кабеле 32 до необходимой глубины спускается компоновка 21 состоящая из (снизу-вверх): пакер-пробка (проходная, разбуриваемая или растворимая) 22 позволяющая разделять стадии ГРП, инструмент посадочный 23, компенсатор 24, первая секция кумулятивного перфоратора 25, переводник селективной перфорации 26, вторая секция кумулятивного перфоратора 27 (секций с кумулятивной перфорацией могут быть от 2 до 5), локатор муфт 28 и кабельный наконечник 33 (фиг. 11).

Активация компоновки 21 происходит электрический способ и заключается в том, что по кабелю 32 подается электрический импульс, в результате происходит активация (посадка) пакер-пробки 22 способствующая разделению предстоящей стадии от предыдущей стадии ГРП 29, далее подается следующий электрический импульс и происходит активация первой секции кумулятивного перфоратора 25 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 30, следом подается следующий электрический импульс и происходит активация второй секции кумулятивного перфоратора 27 и в хвостовике 3 образуются перфорационные отверстия 31 (фиг. 12).

Далее производится подъем и осмотр компоновки 21. В горизонтальном участке ствола скважины 3 установлена пакер-пробка 22 разделяющая предстоящую стадию от предыдущей стадии ГРП 29 и кластерная перфорация, состоящая из двух секций перфорации 30 и 31. Далее через перфорационные отверстия 30 и 31 входящие в один кластер производится большеобъемная (к примеру: 150 тн), скоростная (к примеру: от 10 до 16 м³/мин) стадия ГРП 34 (фиг. 13).

Для проведения последующих стадий ГРП, операции по спуску компоновки (пакер-пробки 22, секций кумулятивной перфорации 25 и 27 и т.д.) повторяются до нужного количества стадий (к примеру: до 50 стадий) в зависимости от длины горизонтального участка.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к области заканчивания скважин с горизонтальным окончанием и проведения гидравлического разрыва пласта. Для осуществления способа заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта спускают на транспортировочной колонне цементируемую компоновку заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании. Компоновка состоит из расположенных снизу вверх: башмака колонны, двух обратных клапанов или двойного обратного клапана, муфты активационной, стоп-патрубка, муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, подвески хвостовика, полированной воронки. Осуществляют активацию подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением. После ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности на колонне НКТ производят спуск и стыковку стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП. Через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе спускают компоновку, состоящую из расположенных снизу вверх: пакер-пробки, инструмента посадочного, компенсатора, 2-5 секций перфоратора кумулятивного и селективных переводников между ними, локатора муфт, наконечника кабельного. Посредством кабеля подают электрический сигнал в посадочный инструмент и активируют пакер-пробку. Подают следующий сигнал и активируют 1-ю секция кумулятивного перфоратора с повторением для каждой секции. Производят подъем и осмотр инструмента. Проводят стадию ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м³/мин с последующим повторением по всей длине горизонтального участка скважины. Силами флота колтюбинга производят нормализацию хвостовика путем фрезерования пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины. Отрабатывают скважину, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации. Достигается технический результат – повышение продуктивности скважины. 13 ил.

Способ заканчивания скважин с горизонтальным окончанием с последующим проведением многостадийного гидравлического разрыва пласта, отличающийся тем, что включает спуск на транспортировочной колонне цементируемой компоновки заканчивания с возможностью вращения при спуске и цементировании, состоящей из расположенных снизу вверх: башмака колонны, двух обратных клапанов или двойного обратного клапана, муфты активационной, стоп-патрубка, муфты ступенчатого гидроразрыва пласта, подвески хвостовика, полированной воронки; осуществляется активация подвески хвостовика в эксплуатационной колонне и сплошное цементирование хвостовика с вращением; после ожидания затвердевания цемента и контроля герметичности на колонне НКТ производится спуск и стыковка стингера с адаптером, на устье устанавливается фрак арматура для ГРП; производится технологическая стадия ГРП для создания приёмистости и возможности прокачивания оборудования, при отсутствии в составе компоновки муфты ступенчатого гидроразрыва пласта перфорация под техническую стадию ГРП производится силами флота колтюбинга; далее через колонну НКТ на кабеле или на гибкой трубе до необходимой глубины спускается компоновка, состоящая из расположенных снизу вверх: пакер-пробки, позволяющей разделять стадии ГРП, инструмента посадочного, компенсатора, 2-5 секций перфоратора кумулятивного и селективных переводников между ними, локатора муфт, наконечника кабельного; посредством кабеля подается электрический или гидравлический сигнал в посадочный инструмент и активируется пакер-пробка; следом подается следующий сигнал и активируется 1-я секция кумулятивного перфоратора, далее подается следующий сигнал и активируется 2-я секция кумулятивного перфоратора и т.д.; после активации пакер-пробки и всех секций с кумулятивным перфоратором, входящих в состав компоновки, производится подъем и осмотр инструмента; далее производится стадия ГРП с объемом 150 тн и скоростью от 10 до 16 м3/мин; после проведения стадии ГРП операция по спуску и активации компоновки повторяется до необходимого количества стадий по всей длине горизонтального участка скважины; после проведения всех стадий ГРП силами флота колтюбинга производится нормализация хвостовика путем фрезерования пробок при использовании нерастворимых пакер-пробок или промывки горизонтального участка скважины при использовании растворимых пакер-пробок; в конце скважина отрабатывается, из неё достают стингер, спускают на НКТ оборудование для эксплуатации.