Устройство компоновки подземного оборудования для проведения гидроразрыва пласта

Заявляемая полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована при разработке нефтяных месторождений с использованием гидроразрыва пласта.
Известен способ гидроразрыва пласта и устройство для его осуществления (патент RU №2007552, МПК Е21В 43/26, заявка №915015826, конвенционный приоритет. 06.12.1991), содержащий колонну насосно-компрессорных труб с перфоратором, имеющим перфорационные отверстия, расположенные в одной плоскости, проведение щелевой перфорации, промывку скважины с последующими подъемом колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором, спуском ее с пакером и закачкой под давлением жидкостей разрыва и песконосителя, и перед проведением щелевой перфорации осуществляют азимутальную ориентацию колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором, стабилизируют колонну насосно-компрессорных труб от проворота, а щелевую перфорацию скважины проводят в азимутально ориентированном и стабилизированном от проворота положении колонны насосно-компрессорных труб, при этом оно снабжено размещенным выше перфоратора на колонне насосно-компрессорных труб якорным узлом, выполненным в виде цилиндрического корпуса и установленных в нем перпендикулярно к его оси поршней с удлиненными по оси корпуса упорными элементами на концах, а колонна насосно-компрессорных труб выполнена с меткой на внутренней поверхности выше якорного узла, расположенной в одной плоскости с перфорационными отверстиями перфоратора.
Недостатком данного технического решения является:
во-первых, щелевая перфорация разрезает эксплуатационную колонну на полосы вдоль оси скважины. Эксплуатационная колонна не работает на сжатие. Горным давлением эксплуатационную колонну сминает при освоении, или создании депрессии на пласт;
во-вторых, проведение работ после щелевой перфорации аварийно опасно, если работы проводятся спуском оборудования ниже зоны перфорации;
в-третьих, в данном способе работы проводятся в два этапа. Первым этапом спускают насосно-компрессорных труб (НКТ), перфоратор и проводят перфорацию пласта. Затем оборудование поднимают. И вторым этапом спускают НКТ, пакер. После посадки пакера проводят гидроразрыв пласта. Как видно из вышеуказанного увеличивается время проведения работ из-за двух спусков и подъема оборудования, и соответственно увеличиваются затраты.
3
Известен также способ гидравлического разрыва пласта (патент RU №2592582, МПК Е21В 43/267, опубл. 27.07.2016 г., бюл. №21), включающий вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб до интервала пласта и проведение гидравлического разрыва пласта - ГРП закачкой жидкости разрыва по колонне труб, при этом на устье скважины нижний конец колонны труб оснащают щелевым перфоратором с обратным клапаном снизу и спускают в скважину в интервал пласта, производят обратную промывку в полуторакратном объеме скважины, затем посредством щелевого перфоратора с ориентировкой по азимуту максимального напряжения прорезают эксплуатационную колонну скважины и создают в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели диаметром до 1,5 м и высотой щели 0,2-0,25 диаметра скважины, после чего в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб выполняют ГРП с образованием трещин разрыва, после образования трещин разрыва производят крепление трещин сверхлегким проппантом плотностью 1200-1250 кг/м, при этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают и одновременно в заколонное пространство скважины производят закачку сверхлегкого проппанта под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, по окончании крепления трещин колонну труб с щелевым перфоратором и обратным клапаном извлекают из скважины.
Недостатками способа являются:
во-первых, вскрытие пласта щелевым перфоратором, с прорезанием вертикальных полос обсадной колонны, что уменьшает прочность эксплуатационной колонны;
во-вторых, низкое качество вскрытия пласта вследствие его вторичной кольматации при образовании каверн в пласте струйными насадками щелевого перфоратора;
в-третьих, через гидромониторные насадки невозможно прокачать соответствующее количество пропанта из-за большого гидравлического сопротивления;
в-четвертых, вышеуказанное оборудование аварийно опасно в виду большой длины оборудования после пакера. Щелевые перфораторы имеют большую длину (более 2500 мм). А одноклиновой перфоратор имеет длину 450 мм. При получении «стоп» - остатки пропанта в НКТ и затрубном пространстве, большая длина подземного оборудования остается в эксплуатационной колонне с проппантом (не весь проппант прокачивается в пласт). Подземное оборудование трудно, а в некоторых случаях и невозможно извлечь из скважины.
Наиболее близким техническим решением, выбранным заявителем в качестве прототипа, является устройство для гидроразрыва пласта (патент на полезную модель RU №177980, МПК Е21В 43/26, Е21В 43/114, опубл. 19.03.2018 г., Бюл. №8), содержащее колонну насосно-компрессорных труб, оснащенную гидропескоструйным перфоратором, в нижней части которого установлен обратный клапан, обеспечивающий возможность пропускания через гидропескоструйный перфоратор пропанта из затрубного пространства, а на колонне насосно-компрессорных труб перед гидропескоструйным перфоратором закреплены реперный патрубок и гидроякорь, соединенные друг с другом неподвижно, при этом реперный патрубок закреплен перед гидроякорем, а так же на колонне насосно-компрессорных труб дополнительно размещен блок автономных манометров, закрепленных между гидроякорем и гидропескоструйным перфоратором.
Недостатком данного устройства является:
во-первых, гидропескоструйный перфоратор имеет насадки с малым поперечным сечением. Диаметр насадок около 6 мм. При истечении жидкости через насадки возникает большое гидравлическое сопротивление. При гидроразрыве пласта используется гель с большой вязкостью, и прокачать данную жидкость (гель) за короткий промежуток времени невозможно. При этом время ограничено, так как после гидроразрыва пласта гель должен разложиться и оставить проппант имеющийся в гели в трещине образовавшийся вовремя гидроразрыва пласта;
во-вторых, жидкость, используемая для гидроразрыва пласта сложное химическое соединение, и должен обладать определенными свойствами. А именно, жидкость гидроразрыва - гелеобразный продукт, который содержит проппант и имеет определенную структуру и разлагается через определенное время. Проход через маленькие отверстия гидромониторных насадок гидропескоструйного перфоратора разрушают структуру геля, и ухудшает качества гидроразрыва пласта в целом;
в-третьих, гидропескоструйный перфоратор имеет малый ресурс, возможно формирования до 5 отверстий, что очень мало;
в-четвертых, при использовании гидропескоструйного перфоратора невозможно использовать пакер. Полноценный ГРП не возможен без пакера в виду больших давлений при гидроразрыве пласта, вплоть до 100 МПа. Уже при 10 МПа и более применяют пакерные системы для защиты скважины в целом.
Задачей заявляемой полезной модели является создание надежного, экономически выгодного устройства, обеспечивающего уменьшение времени и снижение затрат на проведение ГРП, повышение качества ГРП, повышение надежности работы подземного оборудования.
Поставленная техническая задача решается за счет:
уменьшения количества спускоподъемных операций;
уменьшения времени гидроразрыва пласта за счет увеличения расхода и увеличения площади сечений протока жидкости гидроразрыва пласта через подземное оборудование;
применения более эффективной гидромеханической перфорации: нет ударной нагрузки и фугасного эффекта - цементный камень за эксплуатационной колонной не нарушается. Близко лежащая вода (пропластки) не подтягиваются. Эксплуатационная колонна пробивается нужного размера и не теряет прочностные характеристики;
применения более дешевой перфорации, так как одноклиновой перфоратор, фрезерованный по торцевой поверхности, является самым простым и дешевым в изготовлении, среди перфораторов для эксплуатационной колонны;
нет прохода жидкости гидроразрыва через перфоратор (проход жидкости гидроразрыва пласта может привести к поломке (из-за присутствия проппанта - абразива) оборудования).
Заявленный технический результат достигается тем, что заявляемое устройство компоновки подземного оборудования для проведения перфорации и гидроразрыва пласта (ГРП), содержащее лифт насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер, имеет циркуляционный клапан и одноклиновой перфоратор, фрезерованный по торцевой поверхности, при этом площадь отверстий циркуляционного клапана сообщающий внутреннюю полость НКТ с затрубным пространством и площадь прохода жидкости ГРП между эксплуатационной колонной и одноклиновым перфоратором больше, или равно внутренней площади НКТ, при этом жидкость гидроразрыва не проходит через перфоратор.
Новым является то, что применяется циркуляционный клапан, и площадь отверстий циркуляционного клапана сообщающий внутреннюю полость НКТ с затрубным пространством больше, или равно внутренней площади насосно-компрессорных труб.
Новым является то, что одноклиновой перфоратор имеет фрезерованные торцевой поверхности для достижения необходимой площади прохода жидкости между эксплуатационной колонной и перфоратором для уменьшения гидравлического сопротивления жидкости при ГРП.
Новым является то, что жидкость гидроразрыва не проходит через перфоратор.
На фиг. 1 изображена схема общей компоновки оборудования для перфорации и ГРП.
На фиг. 2 изображена детальная компоновка оборудования, спускаемого ниже пакер.
На фиг. 3 изображен разрез А-А. На фиг. 4 изображен разрез Б-Б.
Общая компоновка включает НКТ 1 (см. фиг. 1), пакер 2, циркуляционный клапан 3, одноклиновой перфоратор, фрезерованный по торцевой поверхности 4.
Детальная компоновка оборудования, спускаемого ниже пакера, включает циркуляционный клапан 3 (см. фиг. 2) и одноклиновой перфоратор, фрезерованный по торцевой поверхности 4. Площадь отверстий циркуляционного клапана для протока жидкости из НКТ в затрубное пространство (см. фиг. 3). Площадь прохода жидкости ГРП между эксплуатационной колонной и одноклиновым перфоратором (см. фиг. 4).
Устройство работает следующим образом. В скважину спускают подземное оборудование для проведения перфорации и ГРП в следующей последовательности (см. фиг. 1): одноклиновой перфоратор, фрезерованный по торцевой поверхности 4, циркуляционный клапан 3 сообщающий внутреннюю полость НКТ с затрубным пространство, пакер 2, НКТ 1. С помощью геофизического оборудования одноклиновой перфоратор, фрезерованный по торцевой поверхности, устанавливают посередине обрабатываемого пласта. При открытой затрубной задвижке, и не посаженном пакере, производят перфорацию согласно плана работ, создавая давление внутри НКТ технологической жидкостью перфорации. При создании давления клин перфоратора пробивает эксплуатационную колонну и сообщает пласт с внутренней полостью эксплуатационной колонны. При этом нет ударной нагрузки и фугасного эффекта - цементный камень за эксплуатационной колонной не нарушается. Близко лежащая вода (пропластки) не подтягивается. Эксплуатационная колонна пробивается нужного размера и не теряет прочностные характеристики. В виду этого получается качественная перфорация. После завершения перфорации открывают отверстия циркуляционного клапана 3 и сажают пакер 2. При посаженном пакере закачивают в пласт жидкость гидроразрыва (гель с проппантом) согласно плана работ. Жидкость гидроразрыва (см. фиг. 2) проходит через внутреннюю полость НКТ 1 в циркуляционный клапан 3, затем через отверстия циркуляционного клапана в кольцевое пространство, образованное наружной поверхностью циркуляционного клапана и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны, затем пространство между эксплуатационной колонной и одноклиновым перфоратором, затем через внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны в обрабатываемую зону. Площади поперечных сечений протока жидкости гидроразрыва пласта от НКТ и до обрабатываемой зоны равны, или больше внутренней площади НКТ и жидкость гидроразрыва не проходит через перфоратор. После окончания ГРП, поднимают подземное оборудование и осваивают скважину.
Таким образом, уменьшается гидравлическое сопротивление подземного оборудования, уменьшается время прокачки жидкости гидроразрыва пласта, уменьшаются энергозатраты, уменьшается стоимость технологического процесса в целом.