СПОСОБ ПОДГОТОВКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ К ЭКСПЛУАТАЦИИ
METHOD FOR PREPARING OIL AND GAS WELLS WITH HORIZONTAL COMPLETION FOR OPERATION

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Изобретение относится к способам разработки нефтяных и газовых месторождений со скважинами, имеющими горизонтальное окончание, например, месторождений c трудноизвлекаемыми запасами, включающими в частности, бурение и подготовку скважины с горизонтальным окончанием к эксплуатации, проведение промысловых геофизических исследований, многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) и её эксплуатацию.
(
Из уровня техники известен способ доставки геофизических приборов в скважины с горизонтальным окончанием, включающий создание давления и проталкивание геофизического прибора за счет того, что формируют знакопеременный перепад давления между объемами, заключенными между торцом шлангокабеля меньшего диаметра, находящимся внутри шлангокабеля большего диаметра, и закрытыми концом и началом шлангокабеля большего диаметра, при этом стопорят шлангокабель большего диаметра в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым началом шлангокабеля большего диаметра или стопорят шлангокабель меньшего диаметра в скважине при большем давлении в объеме, ограниченном закрытым концом шлангокабеля большего диаметра см. патент на изобретение РФ № 2527971, кл. МПК E21B 23/10, оп. в 2013 году). Сложность такого способа доставки геофизических приборов в скважины с горизонтальным окончанием заключается в том, что в нем предусмотрено применение шлангокабеля, для которого необходим специализированный подъемник, специализированное устьевое герметизирующее оборудование, при этом длина шлангокабеля ограничена.
Известен способ доставки геофизических приборов на кабеле в горизонтальные скважины, основанный на применении колонны труб, устьевого сальникового устройства и гидронасосной системы, включающий создание в колонне труб давления и проталкивание геофизического прибора из колонны труб, при этом применяют комбинированный кабель, верхняя часть которого состоит из геофизического кабеля, а нижняя - из кабеля, который имеет повышенную жесткость и увеличенный диаметр 28 - 36 мм, при этом создают в колонне труб давление 6 - 7 МПа, а проталкивание геофизического прибора из колонны труб обеспечивают силой, возникающей за счет разницы в диаметрах нижней и верхней части кабеля (см. патент на изобретение РФ № 2138613, кл. E21B 23/08, оп. в 1999 году). В этом патенте предусмотрено применение комбинированного геофизического кабеля с двумя диаметрами. Его недостатки заключаются в том, что:
- используется крепление между собой двух кабелей, каждый со своей оболочкой и жилами;
- невозможность применения стандартных промысловых геофизических исследований в других наклонно-направленных скважинах на стандартном геофизическом кабеле;
- необходим специальный геофизический подъемник;
- доставка для геофизических исследований на скважину спецтехники (насосный агрегат);
- доставка для геофизических исследований спецоборудования (лубрикатор).
Известен наиболее распространенный в настоящее время способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации, описанный на сайте «БАЗА ЗНАНИЙ "ALLBEST"» в работе «Геофизические методы исследования горизонтальных скважин
(
Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири. Краткие физико-географические сведения о Федоровском месторождении, история его освоения, геологическое строение и физические свойства горных пород. Анализ путей совершенствования геофизических методов геоинформационных систем для горизонтальных скважин». Этот способ включает наклонно направленное бурение скважин с горизонтальным окончанием, спуск эксплуатационной колонны в скважину с гидравлической муфтой на конце (при необходимости проводят цементирование колонны), проведение промысловых геофизических исследований горизонтального окончания скважины в эксплуатационной колонне с доставкой геофизического оборудования на гибкой насосно-компрессорной трубе (ГНКТ), проведение первой стадии ГРП посредством гидравлической муфты, спуск компоновки с пакер-пробкой и кумулятивными перфорационными системами, многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) см. https://knowledge.allbest.ru/geology/3c0a65635a3bd68a4c43a88521316c37_1.html оп. 07.09.2010 года). Этот способ предусматривает достаточно трудоемкую и материалоемкую (затратную) последовательность операций по проведению промысловых геофизических исследований и гидроразрыва пласта. Поскольку промысловые геофизические исследования горизонтального окончания в эксплуатационной колонне скважины осуществляют с помощью технологического комплекса на базе непрерывной гибкой металлической трубы, намотанной на барабан подъемника, внутри которой пропускается геофизический кабель с подсоединенным к нему скважинными приборами (а такой комплекс позволяет доставлять геофизические скважинные приборы до окончания скважины только путем их заталкивания в горизонтальный окончание скважины с помощью барабана подъемника, на котором намотана гибкая труба), то такая технология доставки геофизических приборов сложна и длительна по времени.
Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации, включающий наклонно направленное бурение скважин с горизонтальным окончанием, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальном окончании скважины, закрепление эксплуатационной колонны с помощью заколонных пакеров или цементированием с образованием цементного камня, проведение первой стадии гидравлического разрыва пласта (ГРП) с помощью насоса высокого давления ГРП, проведение промысловых геофизических исследований горизонтального окончания скважины в эксплуатационной колонне спуско-подъемными операциями геофизического оборудования, спуск компоновки для многостадийного гидравлического разрыва пласта с пакер-пробкой и кумулятивными перфорационными системами, проведение последующих стадий ГРП (см. патент на изобретение РФ № 2613403, кл. E21B 43/267, оп. в 2017 году). Известный способ, как и вышеописанный, является достаточно трудоёмким, материалоёмким и затратным.
Техническая проблема заключается в трудоемкости и материалоемкости операций по подготовке нефтяных и газовых скважин к эксплуатации. Настоящее изобретение направлено на решение технической задачи упрощения и ускорения операций по подготовке нефтяных и газовых скважин к эксплуатации, повышения производительности используемого оборудования и снижения затрат времени.
Решение поставленной технической задачи достигается тем, что в способе подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием к эксплуатации, включающем наклонно направленное бурение скважин с горизонтальным окончанием, спуск эксплуатационной колонны в горизонтальном окончании скважины, закрепление эксплуатационной колонны с помощью заколонных пакеров или цементированием с образованием цементного камня, проведение первой стадии гидравлического разрыва пласта (ГРП) с помощью насоса высокого давления ГРП, проведение промысловых геофизических исследований горизонтального окончания скважины в эксплуатационной колонне спуско-подъемными операциями геофизического оборудования, спуск компоновки для многостадийного гидравлического разрыва пласта с пакер-пробкой и кумулятивными перфорационными системами, проведение последующих стадий ГРП, первую стадию гидравлического разрыва пласта (ГРП) проводят сразу после закрепления эксплуатационной колонны в горизонтальном окончании скважины с помощью гидравлической муфты, установленной на конце эксплуатационной колонны, и насоса высокого давления ГРП, производят гидротранспортирование шаблона до окончания скважины и подъем шаблона, затем осуществляют гидротранспортированием спуск компоновки с геофизическими приборами до окончания скважины при использовании насоса ГРП, а на подъеме проводят промысловые геофизические исследования, после чего проводят последующие стадии ГРП.
Изобретение поясняется иллюстрациями. На фиг. 1 условно изображен вертикальный разрез нефтяной скважины с эксплуатационной колонной в горизонтальном окончании с первой стадией гидравлического разрыва пласта (ГРП). На фиг. 2 условно изображен вертикальный разрез нефтяной скважины с зацементированной эксплуатационной колонной в горизонтальном окончании с первой стадией гидравлического разрыва пласта (ГРП). На фиг. 3 – то же, в стадии подготовки к спуску в скважину компоновки с геофизическими приборами. На фиг. 4 – то же, в стадии начала подъема компоновки с геофизическими приборами. На фиг. 5 – подготовка к следующей стадии ГРП с помощью «боевой» компоновки.
Способ подготовки нефтяных и газовых скважин с горизонтальным окончанием 1 к эксплуатации включает наклонно направленное бурение с горизонтальной проходкой по продуктивному пласту 2, спуск эксплуатационной (обсадной) колонны 3 и её фиксирование с помощью заколонных пакеров 4 в скважине, причем перед спуском эксплуатационной колонны 3 на её конце устанавливают гидравлическую муфту 5 (см. фиг. 1). Другим вариантом закрепления эксплуатационной колонны 3 является её цементирование с образованием цементного камня 6 (см. фиг. 2).
Оборудование, которое необходимо для проведения дальнейших работ в скважине, включает геофизический подъемник 7 с геофизическим кабелем 8 и системой роликов 9. Для спуска приборов на геофизическом кабеле 8 в скважину на фонтанной арматуре 10 должен быть установлен лубрикатор 11 высокого давления, представляющий собой полый цилиндр (карман) и имеющий в верхнем торце сальниковое устройство 12 для прохода и герметизации геофизического кабеля 8. На корпусе лубрикатора 11 закреплены ролики 9. Лубрикатор 11 связан с фонтанной арматурой 10 посредством быстроразъемного соединения 13 (БРС), противовыбросового оборудования 14 (превентора) и задвижки 15. Фонтанная арматура 10 имеет еще три задвижки 15. Нижняя задвижка 15 предназначена для сообщения с эксплуатационной колонной 3, а через боковую задвижку 15 фонтанная арматура 10 с помощью линии 16 высокого давления (манифольдной линией) связана с агрегатом 17, оснащенным насосом 18 (высокого давления) для гидравлического разрыва пласта (ГРП).
После того, как эксплуатационная колонна 3 спущена и закреплена в горизонтальном окончании 1 скважины, производят первую стадию гидравлического разрыва пласта (ГРП) с помощью гидравлической муфты 5 (см. фиг. 1 и 2). Для этого подают в колонну 3 техническую жидкость под высоким давлением с помощью агрегата 17 с насосом 18 (ГРП), открывая боковую и нижнюю задвижки 15. Вместо гидравлической муфты 5 можно использовать кумулятивную перфорацию (на рисунке не показано). После проведения первой стадии гидравлического разрыва пласта (ГРП) через гидравлическую муфту 5 (или кумулятивную перфорацию) образуются трещины 19 в продуктивном пласте 2 и формируется устойчивая гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом, достаточная для приемистости технической жидкости. Затем с помощью насоса 18 ГРП агрегата 17 с расходом технической жидкости от 0,8 до 1,4 м3/мин на геофизическом кабеле 8 спускают шаблон (на рисунке не показано) до окончания (носка) скважины. Шаблон предназначен для проведения активного контроля внутреннего диаметра эксплуатационной колонны скважины и позволяет методом различных комбинаций произвести дальнейший спуск приборов в скважину. К пустотелому модулю шаблона присоединен проходной локатор муфт, позволяющий произвести привязку геофизического кабеля по глубине скважины. Благодаря сформированной на первой стадии ГРП устойчивой гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом 2 спуск и подъем шаблона производят без лишних энергетических затрат и дополнительного транспортирующего оборудования. Перемещают шаблон по горизонтальному окончанию скважины вдоль эксплуатационной колонны 3 только гидронапором, создаваемым насосом 18 ГРП агрегата 17. По сути, происходит гидротранспортирование шаблона внутри эксплуатационной колонны 3. При этом техническая жидкость, подаваемая в скважину насосом 18 ГРП, уходит в трещины 19 продуктивного пласта 2, не препятствуя свободному прохождению шаблона внутри эксплуатационной колонны 3.
Перед проведением промысловых геофизических исследований в горизонтальном окончании 1 скважины в лубрикатор 11 высокого давления через быстроразъёмное соединение 13 помещают собранную компоновку 20 с геофизическими приборами (см. фиг. 3) подсоединённую к геофизическому кабелю 8. Открыв верхнюю и нижнюю задвижки 15, опускают компоновку 20 через фонтанную арматуру 10 в верхнюю часть эксплуатационной колонны 3. Транспортировку компоновки 20 с геофизическими приборами в горизонтальное окончание 1 (см. фиг. 4) производят также, как и шаблона – с помощью насоса 18 ГРП высокого давления агрегата 17, продавливая компоновку 20 вдоль эксплуатационной колонны 3. Причем диаметр компоновки 20 подбирают таким образом, чтобы она свободно проходила внутри эксплуатационной колонны 3, одновременно выполняя роль поршня, на который давит двигающая его техническая жидкость, подаваемая в скважину насосом 18 ГРП. При этом жидкость, находящаяся внутри эксплуатационной колонны 3, и та жидкость, которая прокачивается вперед от высокого давления по бокам компоновки 20, уходит в трещины 19 продуктивного пласта 2.
Комплекс промысловых геофизических исследований зависит от диаметров эксплуатационных колонн скважин:
- для горизонтального окончания 1 скважины (эксплуатационная колонна 3 диаметром от 102 мм до 127 мм) подбирают малогабаритные геофизические приборы;
- для скважины от устья до окончания (диаметром от 139,7 до 178 мм) используют геофизические приборы большего диаметра, соответствующего внутреннему диаметру эксплуатационной колонны 3.
Количество промысловых геофизических исследований за одну спускоподъемную операцию ограничивается длиной (12,5 м) полезного кармана лубрикатора 11. Затратное время на одну спускоподъемную операцию не более 2,5 - 4 часа. Гидравлическая транспортировка компоновки 20 с геофизическими приборами позволяет существенно сократить энергорасходы, материальные затраты и необходимое время на проведение промысловых геофизических исследований горизонтального окончания 1 скважины.
После проведения промысловых геофизических исследований в скважине производят многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) с помощью «боевой» компоновки 21 для многостадийного гидравлического разрыва пласта. Вначале спускают под собственным весом компоновку 21 от лубрикатора 11 через фонтанную арматуру 10 вдоль вертикальной части эксплуатационной колонны 3 до её наклонной зоны. По горизонтальному окончанию 1 эксплуатационной колонны 3 гидротранспортируют компоновку 21 с пакер-пробкой 22 и кумулятивными перфорационными системами 23 для многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) посредством насоса 18. Количество стадий ГРП, протяженность интервалов кумулятивной перфорации для каждой стадии и количество закачиваемого проппанта и технической жидкости зависят от геолого-технических характеристик скважины и пласта 2. Благодаря тому, что первую стадию ГРП осуществляют сразу после спуска эксплуатационной колонны 3 в скважину с помощью гидравлической муфты 5, упрощаются все остальные операции в скважине: спуск-подъём шаблона, промысловые геофизические исследования, многостадийное ГРП, которые осуществляют с помощью насоса 18 ГРП агрегата 17. Использование данного изобретения дает возможность производить оптимальное количество спуско-подъемных операций геофизического оборудования и оборудования для ГРП горизонтального окончания 1 скважины, выполнять ускоренные спуско-подъемные операции и ГРП, закачивать в продуктивный пласт 2 большое количество проппанта и технической жидкости (многотонные ГРП) за меньший период времени, чем в аналогах.
Таким образом, технический результат, достигаемый с использованием заявленного изобретения, заключается в упрощении и ускорении операций по подготовке нефтяных и газовых скважин к эксплуатации, исключении использования сложного дорогостоящего оборудования, повышении производительности эксплуатируемых установок и снижении затрат времени.