ХВОСТОВИК ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОЭТАПНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к конструкциям вертикальных и наклонно направленных скважин, включающих хвостовик в интервале продуктивного пласта для проведения гидравлического разрыва пласта.
Существует ряд технических решений компоновок хвостовика, являющегося составной частью конструкции скважины для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), в том числе, нецементируемый хвостовик с системой заколонных пакеров. Используется хвостовик диаметром 114 или 102 мм, циркуляционные муфты ГРП как одноразового (активация осуществляется при помощи шаров различного диаметра, от меньшего к большему), так и многоразового (открытие или закрытие при помощи гибкой НКТ) действия, заколонные пакеры гидравлического либо набухающего типа [Нефтяное хозяйство. - 2013. - №13. С. 40].
Наиболее близкой по технической сущности к заявленному техническому решению является конструкция хвостовика, являющегося составной частью конструкции скважины для гидроразрыва пласта, включающая подвеску хвостовика, сплошные обсадные трубы, разделенные на участки заколонными пакерами и циркуляционными устройствами (муфтами), установленными на каждом участке (каталог продукции АО «ОКБ Зенит» «Скважинное оборудование → Оборудование для ГРП с пакером гидромеханическим». Электронный ресурс www.zenith.ru).
К недостаткам известных конструкций относится то, что отверстия в циркуляционных муфтах, входящих в хвостовик, не обеспечивают необходимые требования по обеспечению предотвращения выноса расклинивающего материала (пропанта), и тем самым при эксплуатации пласта вместе с пластовым флюидом из трещин гидроразрыва выносится расклинивающий материал (пропант), в результате трещины постепенно смыкаются, тем самым эффективность добычи пластового флюида ухудшается. Кроме того, после проведения гидроразрыва пласта площадь фильтровой поверхности скважины ограничена отверстиями циркуляционных муфт, тем самым ограничивая приток пластового флюида в скважину.
Техническая проблема, стоящая при создании полезной модели, состоит в необходимости разработки конструкции хвостовика для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине.
Технический результат предлагаемой полезной модели - повышение эффективности добычи пластового флюида за счет предотвращения выноса расклинивающего материала (пропанта) из трещин гидроразрыва в скважину.
Поставленная техническая проблема и технический результат достигаются тем, что хвостовик для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине, соединенный с эксплуатационной колонной, зацементированной выше кровли продуктивного пласта, выполнен с возможностью размещения в продуктивном пласте, закреплен в эксплуатационной колонне с помощью подвесного устройства и разделен заколонными пакерами на участки, содержащие секцию фильтровых труб, секцию сплошных труб и управляемые циркуляционные муфты с возможностью открытия и закрытия. Ширина фильтрующей щели в фильтровой трубе определена соотношением
10
t≤(0,65÷0,80)D,
где t - ширина щели в фильтровой трубе, мм;
10
D - диаметр частиц расклинивающего материала, применяемого при гидроразрыве пласта, соответствующего размеру ячей сита, через которые проходит 10% от общей массы пробы расклинивающего материала, мм.
На фиг. 1 изображена заявляемая конструкция хвостовика для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине. На фиг. 2 показана секция фильтровой трубы.
Скважина 1 содержит технические колонны (например, на фиг. 1 показаны кондуктор 2, промежуточная колонна 3), эксплуатационную колонну 4, спущенную в кровлю продуктивного пласта 5, и хвостовик 6, закрепленный в эксплуатационной колонне 4 с помощью подвесного устройства 7. Хвостовик 6 в продуктивном пласте 5 разделен на участки заколонными пакерами 8. Количество участков определено характеристиками пласта (пластов). Каждый участок хвостовика 6 содержит секцию фильтровых труб 9 и секцию сплошных труб 10. Каждая секция сплошной трубы 10 снабжена управляемой циркуляционной муфтой 11, выполненной с возможностью открытия и закрытия. Нижняя часть хвостовика 6 оборудована последовательно установленными направляющим башмаком 12, обратным клапаном 13 и узлом изоляции 14.
На фиг. 2 изображена секция фильтровой трубы. Фильтрующая щель 16 фильтровой трубы 9 представляет собой конструкцию, выполненную из продольно расположенных элементов из проволоки, например, треугольной формы. Продольные и поперечные элементы щелевой решетки соединены между собой сваркой в каждой точке пересечения. Таким образом, элементы проволоки создают гладкую фильтрующую поверхность со щелями 16, имеющими диффузорное расширение в направлении пропускания пластового флюида, а опорные элементы образуют жесткий каркас.
Хвостовик заявляемой конструкции работает следующим образом.
Исходя из фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта 5 на стадии разработки проектной документации на строительство скважин, выбирают пропант для проведения многоэтапного гидроразрыва пласта. Определяют ширину щели 16 фильтровой трубы 9 и с учетом ширины щели 16 комплектуют хвостовик 6.
Бурят интервал продуктивного пласта 5, в эксплуатационную колонну 4 на бурильных трубах (не показаны) производят спуск хвостовика 6. Бурильные трубы соединены с подвесным устройством 7 и промывочными трубами (не показано) загерметизированными в узле изоляции 14. Состав технических колонн зависит от условий расположения пластов и количества участков для проведения гидроразрыва.
Для проведения гидроразрыва продуктивного пласта внутрь хвостовика 6 спускают на трубах (не показано) сдвоенный пакер (не показано) с циркуляционными отверстиями (не показано) и размещают в интервале нижнего заколонного пакера 8. Таким образом, пакерующие элементы сдвоенного пакера (не показано) образуют замкнутую полость между заколонными пакерами 8. После проведения гидроразрыва продуктивного пласта на участке скважины 1 от башмака 12 до нижнего заколонного пакера 8 заполняют трещины гидроразрыва и заколонного пространства расклинивающим материалом 15.
После проведения работ на нижнем участке пласта гидравлический разрыв пласта проводят аналогично на вышерасположенных участках.
По завершении работ по многоэтапному гидроразрыву на участках продуктивного пласта 5 хвостовик 6 промывают. Далее производят закрытие отверстий в циркуляционных муфтах 11. При эксплуатации скважины 1 движение пластового флюида из продуктивного пласта 5 в скважину 1 будет осуществляться через фильтровые трубы 9. Экспериментально было установлено, что для того чтобы расклинивающий материал 15 не проникал через секции фильтровых труб 9 в скважину 1, ширина фильтрующих щелей 16 (фиг. 2) в фильтровых секциях 9 должна быть выбрана из следующих пределов
10
t≤(0,65÷0,80)D,
где t - ширина щели фильтровой трубы, мм;
10
D - диаметр частиц расклинивающего материала, применяемого при гидравлическом разрыве пласта, соответствующего размеру ячей сита, через которые проходит 10% от общей массы пробы расклинивающего материала, мм.
Примеры реализации конструкции хвостовика для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине.
Пример 1.
10
Для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта с применением частиц расклинивающего материала D диаметром 0,6 мм из условий удержания частиц расклинивающего материала в скважине выбирают ширину щели фильтровой трубы в диапазоне от 0,39 до 0,5 мм. Скважина для проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта содержит кондуктор диаметром 324 мм, техническую колонну диаметром 245 мм, эксплуатационную колонну диметром 168 мм, спущенную и зацементированную выше кровли продуктивного пласта. Хвостовик диаметром 114 мм размещают в продуктивном пласте и закрепляют в эксплуатационной колонне с помощью подвески ПХН 168/114.
Пример 2.
10
Для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта с применением частиц расклинивающего материала D диаметром 0,8 мм из условий удержания частиц расклинивающего материала в скважине выбирают ширину щели фильтровой трубы в диапазоне от 0,52 до 0,64 мм. Скважина для проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта содержит кондуктор диаметром 426 мм, техническую колонну диаметром 324 мм, эксплуатационную колонну диметром 245 мм, спущенную и зацементированную выше кровли продуктивного пласта. Хвостовик диаметром 168 мм размещают в продуктивном пласте и закрепляют в эксплуатационной колонне с помощью подвески ПХН 245/168.
Таким образом, заявляемая конструкция хвостовика для проведения многоэтапного гидроразрыва продуктивного пласта в скважине с установленной шириной щели в фильтровой трубе, определяемой по заявляемому соотношению, позволяет повысить эффективность добычи пластового флюида за счет предотвращения выноса частиц расклинивающего материала.