Компоновка для многостадийного гидравлического разрыва пласта Российский патент 2025 года по МПК E21B43/26 E21B33/124 E21B34/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для герметичного разобщения интервалов нефтяных и газовых скважин, с возможностью проведения закачки растворов и удержанием избыточного давления в обе стороны.

В процессе эксплуатации продуктивность скважины снижается, в частности, вследствие изменения проводящих характеристик трещин гидравлического разрыва пласта (ГРП) из-за засорения механическими примесями, поступающими из пласта, и деформации проппантной пачки. Наиболее эффективным методом восстановления продуктивности скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МСГРП) представляется проведение повторного ГРП. Эффективность повторных операций ГРП через 3-5 лет после предыдущей стимуляции экспериментально подтверждена как в вертикальных, так и в наклонно-направленных скважинах.

Из области техники известна компоновка малогабаритного хвостовика для проведения ГРП [1. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО "Газпром нефть"//Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 12. - С. 59–61.].

Технология предусматривает спуск в горизонтальную часть ствола известной малогабаритной компоновки. Перед повторной операцией ГРП требуется разбурить все муфты ГРП и шары (на гибких насосно-компрессионных трубах (ГНКТ) или насосно-компрессионных трубах НКТ); диаметр фреза должен быть максимально возможным для использованных муфт ГРП и хвостовика горизонтальной части. Далее подвеска хвостовика диаметром 127 мм с присоединенным малогабаритным хвостовиком диаметром 73 мм с муфтами ГРП и набухающими пакерами спускаются в горизонтальную часть скважины, законченную хвостовиком диаметром 114 мм. Муфты ГРП могут активироваться как шарами, так и инструментом многоразового действия, спускаемым на ГНКТ. Затем проводятся посадка новой подвески и спуск стингера для ГРП на НКТ диаметром 89 мм.

К недостаткам известного решения следует отнести: высокую металлоемкость конструкции; возможность проведения только одной операции повторного МСГРП; отсутствие возможности проведения исследований в скважине после проведения операции; высокий риск получения сложной аварии.

Известна конструкция компоновки для проведения ГРП с проппантной отсыпкой [1. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО "Газпром нефть"//Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 12. - С. 59–61.].

Перед повторным ГРП разбуриваются все седла и шары (на ГНКТ или на НКТ). В скважину спускается малогабаритный пакер с использованием лифта НКТ диаметром 50 мм в горизонтальной части ствола и 89 мм в основной колонне. При проведении первой повторной операции ГРП пакер устанавливается между первой и второй муфтами ГРП. В конце закачки жидкости ГРП подается проппантная пачка высокой концентрации для отсыпки простимулированного интервала. Таким образом, перекрывается сечение хвостовика, и обработанный интервал изолируется от еще не обработанных. Затем пакер устанавливается в следующий интервал для проведения ГРП. Процесс повторяется.

К недостаткам следует отнести: риск возникновения заколонной циркуляции и попадания проппанта в пакерное оборудование; возможность прихвата компоновки после неуспешного ГРП на горизонтальном участке; риск негерметичности проппантной пробки; потеря контроля закачки проппанта в определенный интервал.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является компоновка с двойным пакером для проведения ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием [1. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО "Газпром нефть"//Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 12. - С. 59-61.; 2. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. - USA: John Wiley Sons, 2006 - 856 p].

Технология проведения ГРП с двойным пакером основана на использовании чашеобразных уплотнителей и пакера многократной установки. Устройство может переключаться с гидропескоструйной резки на режим ГРП и обратно. Необходимая зона изолируется между верхним чашеобразным уплотнителем и пакером многократной установки. Перед проведением повторного ГРП все седла и шары разбуриваются (на ГНКТ или на НКТ), компоновка устанавливается в требуемом интервале напротив открытой муфты ГРП. Затем выполняется ГРП.

К недостаткам следует отнести: продолжительность работ 25 суток и менее; риск заколонной циркуляции и попадания проппанта в пакерное оборудование; прихват двухпакерной компоновки после успешного ГРП на горизонтальном участке; высокое давление закачки при ГРП из-за трения.

Целью настоящего изобретения является разработка устройства компоновки для проведения селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием, активация которой происходит после спуска на лифте НКТ пробки с помощью транспортного узла. Закачка ГРП производится через транспортное устройство, проходящее непосредственно через всё тело и обеспечивающее предохранение корпуса пробки от абразивного воздействия геле-пропантной смеси. После выполнения ГРП производится извлечение транспортного устройства из пробки, при этом происходит закрытие обратных отсекающих клапанов. Для следующего интервала рабочий цикл по СПО пробки, активации и ГРП повторяется с использованием нового транспортного узла. Каждый раз вновь простимулированный интервал остаётся изолированным до момента полного окончания работ по проведению ГРП и разбуривания всех спущенных пробок.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности проведения многостадийного ГРП в скважинах с горизонтальным окончанием за счет герметичного разобщения отдельных интервалов, с возможностью проведения закачки растворов под компоновку и удержанием избыточного давления в обе стороны.

Перед освоением производится разбуривание всех установленных пробок. На всех этапах проведения работ предполагается использование КРС, без использования комплекса ГНКТ.

Технический результат изобретения является повышение надежности работы компоновки по разобщению пластов для ГРП.

Предлагаемое изобретение позволяет:

- обеспечить беспрепятственную доставку компоновки до места установки. Данная задача решается установкой клапана;

- фиксация компоновки от перемещения вверх и вниз, тем самым обеспечивают устойчивость работу с ней. Данная задача решается установкой верхнего и нижнего пакера;

- извлечение из рабочей зоны окалины и металлических частиц по ходу спуска компоновки, обеспечивая тем самым беспрепятственную доставку не повреждённой компоновки до места установки. Эта задача решается установкой в компоновке Магнитного шламоуловителя, который собирает на себя окалину.

Новизна изобретения состоит в технологическом решении доставки до целевого интервала и применения легко разбуриваемых пробок для гарантированного разобщения открытых интервалов и выполнения селективного ГРП. Изобретение может быть применено на всех скважинах со спущенными компоновками с муфтами ГРП однократного или многоразового действия по открытию-закрытию после выполнения работ по подготовке горизонтальной части скважины (требование «равнопроходного» сечения – с долотом соответствующего диаметра).

Перечень в компоновке новых решений:

1 - наличие между Пакерами клапана, который обеспечивает беспрепятственную доставку компоновки до места установки; 2 - наличие в компоновке верхнего и нижнего якоря, которые фиксируют компоновку от перемещения вверх и вниз, тем самым облегчают работу с ней;
3 - наличие в компоновке Магнитного шламоуловителя, который собирает на себя окалину по ходу спуска компоновки, обеспечивая тем самым беспрепятственную доставку не повреждённой компоновки до места установки.

возможностью проведения закачки растворов под компоновку и удержанием избыточного давления в обе стороны.

Поставленная задача и достигаемый технический результат достигаются тем, что компоновка для проведения гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием включает ствол, на который установлены нижний клапанный узел, якорь нижний, антизатекатели, манжета уплотнительная, якорь верхний, гайка разрезная, гайка верхняя, верхний клапанный узел; нижний якорь образован из башмака, захватов с вставками и конуса; захваты соединяются с конусом посредством срезных винтов; башмак навинчен на ствол по резьбе; верхний якорь образован из конуса, захватов со вставками и верхней гайки; верхний якорь соединяется со стволом через разрезную гайку, которая навинчена на стволе по резьбе; гайка разрезная, упруго расширяясь, способна перескакивать по резьбе ствола под внешним осевым воздействием, исключительно в одном направлении – вниз; антизатекатели установлены с обеих сторон резиновой манжеты и предназначены для предотвращения затекания резины в зазор между компоновкой и обсадной колонны под действием избыточного давления; нижний клапанный узел соединяется со стволом снизу по резьбе и представляет собой тарельчатый обратный клапан; верхний клапанный узел соединяется со стволом сверху по резьбе и также представляет собой тарельчатый обратный клапан.

Активация предлагаемой компоновки происходит после спуска на лифте НКТ пробки с помощью транспортного узла. Закачка ГРП производится через транспортное устройство, проходящее непосредственно через всё тело и обеспечивающее предохранение корпуса пробки от абразивного воздействия геле-пропантной смеси. После выполнения ГРП производится извлечение транспортного устройства из пробки, при этом происходит закрытие обратных отсекающих клапанов. Для следующего интервала рабочий цикл по СПО пробки, активации и ГРП повторяется с использованием нового транспортного узла. Каждый раз вновь простимулированный интервал остаётся изолированным до момента полного окончания работ по проведению ГРП и разбуривания всех спущенных пробок.

Перед освоением производится разбуривание всех установленных пробок. На всех этапах проведения работ предполагается использование КРС, без использования комплекса ГНКТ.

Сущность предлагаемого изобретения представлена графическими материалами, где на фиг. 1 представлен чертеж заявляемой компоновки, с обозначением следующих обозначений.

1 – НКТ, смонтированное до устья скважины;

2 – разъединитель колонный;

3 – переводник;

4 – осевой якорь;

5 – центратор;

6 – пакер;

7 – пакер;

8 – центратор;

9 – клапан;

10 – негерметичный участок колонны;

11 – центратор;

12 – пакер;

13 – пакер;

14 – центратор;

15 – якорь;

16 – маталлошламоуловитель магнитный;

17 – продуктивный пласт;

18 – эксплуатационная колонна.

Заявляемая компоновка включает в себя комплект оборудования, предназначенный для длительного герметичного разобщения отдельных интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной или эксплуатационной скважины и защиты её от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций и эксплуатации скважины.

Входящие в состав компоновки узлы выполняют следующие функции.

Металлошламоуловитель магнитный 16 предназначен для улавливания и удержания металлической стружки, окалины, мелких металлических предметов с внутренней поверхности эксплуатационной колонны 18, при проведении спуско-подъемных операций.

Осевой якорь (поз. 4) с нижним механическим креплением применяемый в компоновке служит для удержания колонны труб (НКТ) и присоединённого к ней оборудования компоновки от перемещения вниз.

Центраторы (поз. 5, 8, 11, 14) предназначены для дополнительной центрации оборудования в обсадной колонне.

Пакеры (поз. 6,7 12,13) с самоуплотняющимися манжетами чашечного типа, без механических якорей. В компоновке герметично изолируют перекрываемый интервал эксплуатационной колонны.

Клапан 5 циркуляционный в компоновке служит для перетока жидкости из межтрубного пространства во внутреннею полость колонны НКТ.

Якорь 15 с верхним механическим креплением служит для удержания колонны труб и присоединённого к ней оборудования от перемещения вверх.

Переводник 3 перфорированный предназначен для перетока жидкости из полости колонны НКТ в межтрубное пространство.

Разъединитель 2 гидравлического принципа отсоединения, срабатывает как от давления внутри НКТ при сбросе шара, так и от избыточного затрубного давления. Служит для возможности автономной, без связи с НКТ установки компоновки.

Компоновку используют следующим образом.

Компоновку с помощью переходника, резьбы или сециального адаптера соединяют с установочным модулем (не показано). Затем данную компоновку на колонне насосно-компрессорных труб 1 спускают в эксплуатационную колонну 18 скважины. При достижении заданной глубины, вовнутрь НКТ 1 бросают шарик или создают в НКТ гидравлическое избыточное давление. Под действием гидравлического давления цилиндры установочного модуля перемещаются вниз относительно неподвижных стволов и оказывают силовое воздействие на подвижные части компоновки.

Под действием толкателя происходит срез срезных винтов на якорях 4, 15 и перемещение деталей на стволе компоновки. В результате осевого перемещения деталей компоновки захваты входят в зацепление с эксплуатационной колонной, манжета расширяясь, обжимает обсадную колонну, герметично разобщая интервалы до и после компоновки.

При достижении необходимого давления в НКТ 1 происходит срез штифтов на адаптере, о чем свидетельствуют колебания давления и цанга выходит из зацепления с компоновки. В результате адаптер получает возможность перемещения вверх, в пределах хода штока (около 400 мм) адаптера до сбивного клапана. Затем сбрасывают давление в НКТ 1 и производят натяжение подвески не более 2 тонн. В результате седло и шар выпадают из штока, тем самым отрывают проходное отверстие. Далее проверяют, что проходное отверстие открыто, разгрузившись на компоновки весом до 2 тонн и создав давление в НКТ. Если роста давления не происходит и циркуляция по затрубному пространству отсутствует, значит компоновка установлена и проходное отверстие открыто. Производят закачку под компоновку.

После проведения работ в под компоновкой производят натяжение подвески более 400 мм и весом более 3…4 тс. до резкого падения веса до собственного. Нижний и верхний обратные клапаны закрываются. Появляется циркуляция по затрубному пространству. Проводят работы над компоновкой.

Таблице 1 приведены технические данные и характеристики заявляемой компоновки

Наименование основных параметров Значение параметра для
Компоновки Минимальный внутренний диаметр ЭК, в котором применима компоновка, мм 96,8 Максимальный внутренний диаметр ЭК, в котором применима компоновка, мм 99,6 Максимальный перепад давления, воспринимаемый элементами компоновки, МПа 35 Допустимая осевая растягивающая нагрузка, тс 20 Присоединительные резьбы элементов компоновки по ГОСТ 633-80, мм, низ/верх ниппель НКТ60/муфта НКТ60 Температура эксплуатации, ˚С от 12 до 100* Скважинная среда Многофазная, состоящая из нефти, газа (свободного и растворимого в жидкой среде) пластовой и подтоварной воды, механических примесей, АСПО. Коррозионное исполнение оборудования К1 Применяемость в ЭК с зенитными углами, градусов От 0 до 93 Условный типоразмер компоновки, мм 114 Максимальный диаметр корпусных деталей компоновки, мм 95 Диаметр внутреннего проходного канала, не менее мм 45

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для герметичного разобщения интервалов нефтяных и газовых скважин с возможностью проведения закачки растворов и удержанием избыточного давления в обе стороны. Компоновка для проведения гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием содержит ствол, на который установлены металлошламоуловитель магнитный, нижний клапанный узел, якорь нижний, центраторы, антизатекатели, пакеры с самоуплотняющимися манжетами чашечного типа, установленный между пакерами клапан циркуляционный, якорь верхний, гайка разрезная, гайка верхняя, верхний клапанный узел. Нижний якорь образован из башмака, захватов с вставками и конуса, захваты соединяются с конусом посредством срезных винтов, башмак навинчен на ствол по резьбе. Верхний якорь образован из конуса, захватов со вставками и верхней гайки. Верхний якорь соединяется со стволом через разрезную гайку, которая навинчена на стволе по резьбе. Гайка разрезная, упруго расширяясь, способна перескакивать по резьбе ствола под внешним осевым воздействием исключительно в одном направлении – вниз. Антизатекатели установлены с обеих сторон резиновой манжеты и предназначены для предотвращения затекания резины в зазор между компоновкой и обсадной колонной под действием избыточного давления. Нижний клапанный узел соединяется со стволом снизу по резьбе и представляет собой тарельчатый обратный клапан. Верхний клапанный узел соединяется со стволом сверху по резьбе и также представляет собой тарельчатый обратный клапан. Достигается технический результат – повышение надежности работы компоновки по разобщению пластов для ГРП. 1 ил., 1 табл.

Компоновка для проведения гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием, содержащая ствол, на который установлены металлошламоуловитель магнитный, нижний клапанный узел, якорь нижний, центраторы, антизатекатели, пакеры с самоуплотняющимися манжетами чашечного типа, установленный между пакерами клапан циркуляционный, якорь верхний, гайка разрезная, гайка верхняя, верхний клапанный узел, нижний якорь образован из башмака, захватов с вставками и конуса, захваты соединяются с конусом посредством срезных винтов, башмак навинчен на ствол по резьбе, верхний якорь образован из конуса, захватов со вставками и верхней гайки, верхний якорь соединяется со стволом через разрезную гайку, которая навинчена на стволе по резьбе, гайка разрезная, упруго расширяясь, способна перескакивать по резьбе ствола под внешним осевым воздействием исключительно в одном направлении - вниз, антизатекатели установлены с обеих сторон резиновой манжеты и предназначены для предотвращения затекания резины в зазор между компоновкой и обсадной колонной под действием избыточного давления, нижний клапанный узел соединяется со стволом снизу по резьбе и представляет собой тарельчатый обратный клапан, верхний клапанный узел соединяется со стволом сверху по резьбе и также представляет собой тарельчатый обратный клапан.