Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
METHOD FOR MULTIPLE HYDRAULIC FRACTURING OF FORMATION IN HORIZONTAL SHAFT OF WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидравлического разрыва в горизонтальном стволе скважины, вскрывшем пласт, сложенный плотным коллектором.
Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2526062, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.08.2014 г. в бюл. №23), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем спуска на колонне труб пакера, его установки в скважине, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола, с изоляцией остальных его частей с образованием трещин, крепление трещин закачкой жидкости-носителя с проппантом.
3
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в горизонтальном стволе скважины производят поинтервально в направлении от забоя к устью со спуском колонны труб. В качестве колонны труб используют колонну гибких труб с разбуриваемым пакером на конце, а посадку разбуриваемого пакера производят перед каждым участком фильтра горизонтального ствола скважины. Формируют трещины, закрепляют их закачкой жидкости-носителя с проппантом. По окончании закачки жидкости-носителя с проппантом в колонку труб закачивают закрепляющий состав из расчета 0,5 м закрепляющего состава на 1 м длины фильтра и продавливают его в прискважинную зону пласта в полуторном объеме колонны труб. После чего устье скважины герметизируют устьевым сальником, а затрубное пространство скважины обвязывают с гидроаккумулятором. Затем, не снижая гидравлического давления в колонне труб, приподнимают колонну труб на 1 м, при этом гидроаккумулятор воспринимает скачок гидравлического давления, возникающий в затрубном пространстве скважины, а разбуриваемый пакер герметично отсекает участок фильтра, в котором проведен ГРП. После чего колонну труб извлекают из скважины. Аналогичным образом производят поинтервальный ГРП в следующих участках фильтров горизонтального ствола скважины. По окончании ГРП колонну бурильных труб на устье оснащают сначала разбуриваемым инструментом, а затем гидромониторной насадкой, спускают колонну бурильных труб в скважину и разбуриванием удаляют пакеры от устья к забою. Далее отсекают разбуриваемый инструмент и подачей жидкости в колонну бурильных труб с одновременным ее вращением и перемещением от забоя к устью производят гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку. Недостатки способа:
- во-первых, низкая надежность реализации способа, обусловленная скачком гидравлического давления, возникающим в затрубном пространстве скважины. Скачок гидравлического давления может привести к разрушению эксплуатационной колонны труб, особенно в скважинах со сроком службы 15 и более лет в связи с износом стенок эксплуатационной колонны труб;
- во-вторых, трудоемкость и продолжительность проведения многократного ГРП, связанная с тем, что необходимо сажать разбуриваемые пакера для отсечения интервала горизонтального ствола скважины после проведения каждого поинтервального ГРП, а затем их разбуривать с использованием колонны бурильных труб. Кроме того, необходимо проводить гидромониторную обработку внутренней поверхности фильтров через гидромониторную насадку;
- в-третьих, низкая эффективность закрепляющего состава в прискважинной зоне пласта, так как после начала эксплуатации скважины закрепляющий состав препятствует протоку продукции в горизонтальный ствол скважины.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2539469, МПК Е21В 43/267, опубл. 20.01.2015 г. в бюл. №2), включающий бурение горизонтального ствола скважины, спуск и крепление в горизонтальном стволе скважины хвостовика, оснащенного фильтрами, спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине. Формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей.
3
В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют нефтенасыщенные интервалы пласта, вскрытого горизонтальным стволом, спускают и крепят хвостовик в горизонтальном стволе скважины. Спускают колонну труб с пакером в скважину в ближайший к забою нефтенасыщенный интервал пласта. Сажают пакер в хвостовике, при этом нижний конец колонны труб располагают на 1 м ближе к устью от нефтенасыщенного интервала пласта, спускают в колонну труб колонну гибких труб, оснащенную снизу гидропескоструйным перфоратором, снабженным сверху жестким центратором, а снизу - обратным клапаном, пропускающим от забоя к устью так, чтобы гидропескоструйный перфоратор размещался в конце нефтенасыщенного интервала пласта. Герметизируют на устье скважины пространство между колонной труб и колонной гибких труб, на устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь. Производят перемещение колонны гибких труб от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала пласта, при этом одновременно выполняют группы щелевых перфорационных отверстий длиной 20-30 см и шириной 15 мм с углом фазировки 60° через каждые 1,5 м нефтенасыщенного интервала пласта в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала путем периодического нагнетания жидкостно-песчаной смеси в колонну гибких труб через гидропескоструйный перфоратор. По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны гибких труб от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала пласта. Извлекают колонну гибких труб с гидромониторной насадкой из скважины и выполняют ГРП с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины легковесным смолопокрытым проппантом фракции 20/40 меш в концентрации 1400 кг/м и заполнением им горизонтального ствола скважины напротив нефтенасыщенного интервала пласта. Производят распакеровку, перемещают колонну труб в направлении от забоя к устью к следующему нефтенасыщенному интервалу пласта. После чего повторяют вышеописанные операции, начиная с посадки пакера и завершая распакеровкой, в остальных нефтенасыщенных интервалах пласта, вскрытых горизонтальным стволом скважины. По окончании проведения ГРП во всех нефтенасыщенных интервалах удаляют проппант из горизонтального ствола скважины. Недостатки способа:
- во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с посадкой и распакеровкой пакера в каждом интервале проведения ГРП, при этом все работы по поинтервальному (многократному) проведению ГРП производятся с одним пакером за один спуск, т.е. без ревизии пакера, что приводит к потере герметичности пакера и невозможности проведения многократного ГРП;
- во-вторых, трудоемкость и продолжительность проведения многократного ГРП, связанная с тем, что сначала с помощью эксцентрично спущенных в горизонтальный ствол скважины двух колонн труб (колонна труб и колонна гибких труб) производится группа перфорированных отверстий хвостовика с помощью гидропескоструйного перфоратора в нефтенасыщенных интервалах пласта, затем эти колонны извлекаются из скважины, а затем вновь спускается колонна труб с пакером для проведения многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины, что приводит к удорожанию процесса ГРП, т.е. при реализации способа проводится несколько спуско-подъемов колонн труб в горизонтальный ствол скважины;
- в-третьих, низкая эффективность вымыва проппанта из горизонтального ствола скважины, так как проппант из горизонтального ствола скважины удаляют промывкой по окончании проведения ГРП во всех нефтенасыщенных интервалах, при этом частично проппант остается в горизонтальном стволе, что отрицательно влияет на работу насосного оборудования при дальнейшей эксплуатации скважины;
- в-четвертых, сложность конструкции оборудования при реализации способа, связанная с металлоемкостью используемого оборудования (эксцентричных колонн труб, расположенных в горизонтальном стволе скважины, колонны труб с пакером).
Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа, снижение трудоемкости и продолжительности реализации способа, а также повышение эффективности вымыва проппанта из горизонтального ствола скважины и упрощение конструкции применяемого оборудования при реализации способа.
Поставленные технические задачи решаются способом многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающим бурение горизонтального ствола скважины, определение в процессе бурения горизонтального ствола скважины нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, спуск и крепление хвостовика в горизонтальном стволе скважины, поинтервальное выполнение группы перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта с помощью гидропескоструйного перфоратора, выполнение гидравлического разрыва пласта - ГРП с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещины проппантом и удаление проппанта из горизонтального ствола скважины.
Новым является то, что в процессе спуска хвостовика в горизонтальный ствол скважины его оборудуют муфтой-кольцом, выполненным из разбуриваемого материала, после крепления хвостовика в горизонтальном стволе скважины на устье скважины на нижний конец колонны труб собирают компоновку снизу вверх, включающую обратный клапан, пропускающий от забоя к устью, гидропескоструйный перфоратор, перепускной клапан, далее спускают колонну труб в горизонтальный ствол скважины в ближайший от забоя интервал нефтенасыщенного пласта, при этом в процессе спуска колонну труб снабжают герметизирующими втулками, причем количество герметизирующих втулок соответствует количеству нефтенасыщенных интервалов пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, расстояния от герметизирующих втулок до муфты-кольца рассчитывают таким образом, чтобы перепускной клапан находился в соответствующем нефтенасыщенном интервале пласта, подлежащем проведению ГРП, при этом соответствующая герметизирующая втулка располагалась в муфте-кольце, через сопла гидромониторного перфоратора периодической закачкой жидкостно-песчаной смеси при ступенчатом перемещении колонны труб с компоновкой выполняют группу перфорационных отверстий в хвостовике напротив нефтенасыщенного интервала пласта, затем обратной промывкой вымывают из горизонтального ствола скважины отработанную жидкостно-песчаную смесь, далее перемещают колонну труб вниз и устанавливают перепускной клапан посередине нефтенасыщенного интервала пласта, напротив группы перфорационных отверстий, выполненных в хвостовике, при этом герметизирующая втулка входит в муфту-кольцо, сбрасывают бросовый элемент в колонну труб, создают гидравлическое давление в колонне труб закачкой жидкости, при этом втулка перепускного клапана смещается, сжимая пружину, при этом открываются радиальные отверстия перепускного клапана и, не сбрасывая давления закачки, выполняют ГРП с образованием разветвленных трещин в нефтенасыщенном интервале пласта с последующим креплением трещин, по окончании крепления трещин проппантом в нефтенасыщенном интервале пласта удаляют проппант из горизонтального ствола скважины, при этом приподнимают колонну труб вверх и обратной промывкой вымывают проппант из горизонтального ствола скважины, далее перемещают колонну труб вверх до следующего нефтенасыщенного интервала пласта и повторяют вышеописанные операции, начиная с выполнения группы перфорационных отверстий в хвостовике и заканчивая удалением проппанта из горизонтального ствола скважины, по окончании многократного ГРП колонну труб с компоновкой извлекают из горизонтального ствола скважины.
На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
n
Горизонтальный ствол скважины 1 (см. фиг. 1) бурят перпендикулярно минимальному главному напряжению (на фиг. 1-4 не показано). В процессе бурения горизонтального ствола скважины 1 (см. фиг. 1) проведением геофизических исследований, например, гамма-каротажа, определяют нефтенасыщенные интервалы 2'…2, например три интервала: 2', 2'', 2''' пласта 3, сложенного плотным коллектором и вскрытого горизонтальным стволом скважины 1. Например, в интервалах: 2': 826-832 м, 2'': 740-746 м, 2''': 646-652 м.
В пробуренный горизонтальный ствол скважины 1 спускают хвостовик 4, например, состоящий из колонны труб наружным диаметром 140 мм и толщиной стенки 7 мм. В процессе спуска хвостовика 4 в горизонтальный ствол скважины 1 его оборудуют муфтой-кольцом 5, выполненным из разбуриваемого материала, например чугуна. Осуществляют крепление хвостовика 4, например, цементированием его заколонного пространства (на фиг. 1-4 не показано).
После спуска и крепления хвостовика 4 (см. фиг. 1) в горизонтальном стволе скважины 1 на устье скважины на нижний конец колонны труб 6, например колонну насосно-компрессорных труб наружным диаметром 89 мм по ГОСТ 633-88, собирают компоновку снизу вверх: обратный клапан 7, пропускающий от забоя к устью, гидропескоструйный перфоратор 8, перепускной клапан 9.
n
n
Спускают колонну труб 6 в горизонтальный ствол скважины 1, при этом в процессе спуска колонны труб 6 ее снабжают герметизирующими втулками 10', 10''…10. Количество герметизирующих втулок 10', 10''…10 соответствует количеству нефтенасыщенных интервалов 2', 2''…2''' пласта 3, вскрытого горизонтальным стволом скважины 1, т.е. количество герметизирующих втулок равно трем: 10', 10'', 10'''.
Расстояния от соответствующих герметизирующих втулок 10', 10'', 10''' до муфты-кольца 5 хвостовика подбирают таким образом, чтобы перепускной клапан 9 находился посередине соответствующего нефтенасыщенного интервала 2', 2'', 2''' пласта 3, подлежащего проведению ГРП, а соответствующая герметизирующая втулка 10', 10'', 10''' герметично располагалась в муфте-кольце 5 хвостовика 4.
Спускают колонну труб 6 с компоновкой в ближайший от забоя интервал 2' - 826-832 м нефтенасыщенного пласта 3. Устанавливают сопла 11 гидропескоструйного перфоратора 8 в конец нефтенасыщенного интервала 2' пласта 3, например в интервал 832 м, при этом герметизирующая втулка 10' находится выше муфты-кольца 5 хвостовика 4.
3
На устье скважины готовят жидкостно-песчаную смесь. Для этого в бункер пескосмесительного агрегата (на фиг. 1-4 не показан), расположенного на устье скважины, из расчета приготовления 1 м жидкостно-песчаной смеси добавляют следующие компоненты:
- техническая вода плотностью 1000 кг/м<sup>3</sup>
100%
- кварцевый песок с концентрацией
120 кг/м<sup>3</sup>
С помощью насосного агрегата (на фиг. 1-4 не показан) подают жидкостно-песчаную смесь в колонну труб 6. Жидкостно-песчаная смесь по колонне труб 6, внутренние пространства перепускного клапана 9 и гидропескоструйного перфоратора 8 вытекает из сопел 11 гидропескоструйного перфоратора 8 (см. фиг. 1) с большой скоростью и промывает в хвостовике 4 и цементном кольце перфорационные отверстия 12' на отметке 831 м, а в нефтенасыщенном интервале 2' пласта 3 образуются конусообразные щелевые каналы 13' глубиной до 1 м. Далее производят ступенчатое перемещение колонны труб 6 от забоя к устью на длину нефтенасыщенного интервала 2' пласта 3 через каждый 1 м с периодическим нагнетанием жидкостно-песчаной смеси в колонну труб 6 через гидропескоструйный перфоратор 8, выполняют группу перфорационных отверстий 12' и конусообразные щелевые каналы 13' глубиной до 1 м на отметках 831, 830, 829, 828, 827, 826 м. В процессе ступенчатого перемещения колонны труб 6 герметизирующая втулка 10' расположена выше муфты-кольца 5 хвостовика 4.
3
3
По окончании выполнения группы щелевых перфорационных отверстий 12' и конусообразных щелевых каналов 13' в хвостовике 4 напротив нефтенасыщенного интервала 2' пласта выполняют обратную промывку с одновременным перемещением колонны труб 6 от устья к забою на длину нефтенасыщенного интервала 2' (826-832 м) пласта 3, например в объеме горизонтальной скважины 1, равном 22 м. Для этого подают промывочную жидкость, например сточную воду плотностью 1100 кг/м, в затрубное пространство горизонтального ствола скважины 1 с помощью насосного агрегата (на фиг. 1-4 не показано) через открывшийся обратный клапан 7 по колонне труб 6 на устье скважины и собирают в желобную емкость (на фиг. 1-4 не показано). Таким образом, извлекают отработанную жидкостно-песчаную смесь из горизонтального ствола скважины 1.
Перемещением колонны труб 6 (см. фиг. 2) вниз устанавливают перепускной клапан 9 посередине нефтенасыщенного интервал 2' (826-832 м) пласта 3, т.е. на глубине 829 м, напротив группы перфорационных отверстий 12', выполненных в хвостовике 4, при этом герметизирующая втулка 10' входит в муфту-кольцо 5 и герметизирует затрубное пространство скважины 1.
3
Сбрасывают бросовый элемент 14, например шар, в колонну труб 6, создают гидравлическое давление, например, 6,0 МПа в колонне труб 6 закачкой жидкости, например сточной воды плотностью 1000 кг/м.
В результате втулка 15 перепускного клапана 9 смещается, сжимая пружину 16, при этом открываются радиальные отверстия 17 перепускного клапана 9 и, не сбрасывая давления закачки, начинают выполнение ГРП с образованием трещин 18' через группу перфорационных отверстий 12' и конусообразные щелевые каналы 13' (см. фиг. 1 и 2) в нефтенасыщенном интервале 2' пласта с последующим креплением трещины проппантом 19' (см. фиг. 2).
3
ГРП выполняют по любой известной технологии. Для гидроразрыва при образовании трещин 18' используют любой известный состав, например линейный гель, а крепление производят проппантом, например фракции 20/40 меш в концентрации 600 кг/м. По окончании крепления трещины 18' проппантом 19' в нефтенасыщенном интервале 2' пласта 3 стравливают давление в колонне труб 6, втулка 15 перепускного клапана 9 за счет возвратной силы пружины 16 возвращается в исходное положение (см. фиг. 1 и 2) и перекрывает изнутри радиальные отверстия 17 перепускного клапана 9.
3
Далее удаляют проппант 19' из горизонтального ствола скважины 1. Для этого приподнимают колонну труб 6 (см. фиг. 3) вверх, например, на 7 м, при этом герметизирующая втулка 10' выходит из муфты-кольца 5 хвостовика 4 и обратной промывкой вымывают проппант из горизонтального ствола скважины. Для этого подают промывочную жидкость, например сточную воду плотностью 1100 кг/м, в затрубное пространство горизонтального ствола скважины 1 с помощью насосного агрегата (на фиг. 1-4 не показано) под давлением, например, 10,0 МПа.
Промывочная жидкость через открывшийся обратный клапан 7 (тарелка 20 отходит от седла обратного клапана 7, сжимая пружину 21) вымывает шар 14, например, выполненный из пластмассы, и остатки незакрепленного проппанта 19 из горизонтального ствола скважины 1 по колонне труб 6 в желобную емкость, находящуюся на устье скважины (на фиг. 1-4 не показано).
Повышается эффективность вымыва проппанта из горизонтального ствола скважины, так как вымыв проппанта осуществляется после выполнения ГРП в каждом интервале, что обеспечивает полный вымыв проппанта из горизонтального ствола скважины. Далее перемещают колонну труб 6 (см. фиг. 3) вверх до следующего нефтенасыщенного интервала 2'' пласта 3 и повторяют вышеописанные операции, начиная с выполнения группы перфорационных отверстий 12'' в хвостовике 4 и заканчивая удалением проппанта 19' из горизонтального ствола скважины 1. Аналогичные технологические операции производят в последнем нефтенасыщенном интервале 2''' пласта 3. По окончании многократного ГРП колонну труб 6 с компоновкой извлекают из горизонтального ствола скважины 1 (см. фиг. 4). В итоге в нефтенасыщенных интервалах 2', 2'', 2''' пласта 3, вскрытого горизонтальным стволом скважины 1, выполнены ГРП с образованием соответствующих трещин разрыва 18', 18'', 18''', закрепленных проппантом 19', 19'', 19'''. По окончании работ муфта кольцо 5 может быть разбурена.
Повышается надежность реализации способа, так как исключается применение пакера, а герметизацию в процессе реализации способа обеспечивают герметизирующие втулки 10', 10'', 10''' в контакте с муфтой-кольцом 5, установленным в составе хвостовика 4, причем каждый нефтенасыщенный интервал 2', 2'', 2''' пласта 3, в котором проводится ГРП, герметизирует соответствующая герметизирующая втулка 10', 10'', 10'''.
Снижаются трудоемкость и продолжительность проведения многократного ГРП, что связано с тем, что все работы (выполнение поинтервальной группы перфораций, вымыв жидкостно-песчаной смеси из горизонтального ствола скважины, проведение поинтервального ГРП, вымыв остатков проппанта из горизонтального ствола скважины) производятся за один спуск-подъем оборудования, что удешевляет стоимость проведения способа многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины.
Упрощается конструкция оборудования при реализации способа, снижается ее металлоемкость, так как используется только одна колонна труб.
Предлагаемый способ многократного ГРП в горизонтальном стволе скважины позволяет:
- повысить надежность реализации способа;
- снизить трудоемкость и продолжительность проведения работ;
- повысить эффективность вымыва проппанта из горизонтального ствола скважины;
- упростить конструкцию оборудования при реализации способа.