Устройство компоновки для проведения селективного гидроразрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием

Предлагаемая полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для проведения гидравлического разрыва пласта в скважинах с горизонтальным окончанием.
В процессе эксплуатации продуктивность скважины снижается, в частности, вследствие изменения проводящих характеристик трещин гидроразрыва пласта (ГРП) из-за засорения механическими примесями, поступающими из пласта, и деформации проппантной пачки («вмятие» пропанта в пластичные породы). Наиболее эффективным методом восстановления продуктивности скважин с многостадийным ГРП (МСГРП) представляется проведение повторного ГРП. Эффективность повторных операций ГРП через 3–5 лет после предыдущей стимуляции подтверждена в наклонно-направленных скважинах.
Известная 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 малогабаритной компоновки. Перед повторной операцией ГРП требуется разбурить все муфты ГРП и шары (на гибких насосно-компрессионных трубах (ГНКТ) или 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 следует отнести: высокая металлоемкость конструкции; возможность проведения только одной операции повторного МСГРП; отсутствие возможности проведения исследований в скважине после проведения операции; высокий риск получения сложной аварии.
Известная 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.
Конструкция компоновки позволяет создавать новые интервалы для осуществления ГРП. Для этого компоновку переводят в положение для проведения перфорации с последующей закачкой абразивной смеси. После выполнения ГПП компоновку переводят в положение для проведения ГРП в новом интервале.
К недостаткам следует отнести: продолжительность работ 25 суток и более; 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.
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.
Достигаемый технический результат заключается в разработке компоновки ГРП, позволяющей проводить интервальный гидравлический разрыв пласта с применением системы тарельчатых обратных клапанов.
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. После выхода адаптера из BittFrac повторный вход невозможен. 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.
Новизна и новаторство состоит в технологическом решении доставки до целевого интервала и применения легко разбуриваемых пробок для гарантированного разобщения открытых интервалов и выполнения гидроразрыва пласта. Потенциально кандидатами могут быть все скважины со спущенными компоновками Ø114 мм с муфтами ГРП однократного или многоразового действия по открытию-закрытию после выполнения работ по подготовке горизонтальной части скважины (требование «равнопроходного» сечения – с долотом диаметров 95 мм).
Сущность предлагаемой полезной модели представлена на чертежах (фиг. 1 и 2). На фиг. 1 представлен чертеж компоновки, на фиг. 2 – стволовая часть адаптера.
Компоновка (фиг. 1) включает ствол 1, на который установлены нижний  клапанный  узел  2,   якорь  нижний  3,  антизатекатели  4,  манжета уплотнительная  5,  якорь  верхний  6,    гайка  разрезная  7,  гайка  верхняя  8, верхний клапанный узел 9.
Нижний якорь 3 образован из башмака, захватов  с вставками  и конуса. Захваты  соединяются  с  конусом  посредством  срезных  винтов  М6.  Башмак навинчен на ствол  по резьбе.
Верхний якорь 6 образован из конуса, захватов  со вставками  и верхней гайки  8.  Верхний  якорь  соединяется  со  стволом  1  через  разрезную  гайку  7, которая   навинчена   на   стволе по  резьбе.   Гайка разрезная  7,  упруго  расширяясь,  способна  перескакивать  по  резьбе  ствола под  внешним  осевым  воздействием,  исключительно  в  одном  направлении - вниз. Перемещение гайки разрезной вверх – исключено.
Антизатекатели  4  установлены  с  обеих  сторон  резиновой  манжеты  5  и  предназначены для предотвращения  затекания резины в зазор между компоновкой и обсадной колонны под действием избыточного давления.
Нижний клапанный  узел 2 соединяется со стволом 1 снизу по резьбе и представляет собой тарельчатый обратный клапан. Он удерживает давление в одном направлении снизу вверх.
Верхний клапанный узел 9 соединяется со стволом 1 сверху по резьбе и также  представляет  собой  тарельчатый  обратный  клапан.  Он  удерживает давление в одном направлении сверху вниз.
Адаптер  предназначен  для  соединения  компоновки  с  установочным модулем.  В  целом  в  адаптере  можно  выделить  стволовую  часть,  которая соединяется со стволом компоновки и выходным штоком установочного модуля и  наружной  части,  которая  передают    усилие  установочного  модуля    на детали компоновки, установленные подвижно на стволе.
Стволовая часть адаптера (фиг. 2) состоит из муфты 10, в которую ввернут шток  16.  На  муфту  10  по  наружной  резьбе  навернута  обойма  11,  имеющая радиальные отверстия, в количестве 4 шт. В обойму 11 ввернута опора цанги 14, на которую предварительно надета цанга 13.
Цанга вставлена в обойму 11 и зафиксирована от перемещений срезными штифтами  12  в  количестве  4  шт.,  вставленными  в  радиальные  отверстия  на обойме   11.   Сверху   на   обойму   надета   крышка   штифтов   15,   которая предохраняет  от  выпадения  срезные  штифты  12.  Крышка  15  фиксируется стопорным винтом 22.
На    нижней    части    штока    16    имеется    сбивной    клапан.  Седло  18  с  шариком  24  вставлено  в  шток  16.
Седло   удерживается   от   выпадения   цангой   18,   которая   в   свою   очередь зафиксирована на штоке 16 срезными винтами 21 в количестве 4 штук. Цанга 18  удерживается от  раскрытия  лепестков  втулкой  20,  которая  зафиксирована от перемещений срезными винтами 21 в количестве 2-х штук.
Сбивной клапан предназначен для перекрытия внутренней полости НКТ при   создании   внутри   избыточного   давления   и   приведение   в   действие установочного модуля.
Наружная    часть    адаптера    представлена    толкателем    17,    который наворачивается по резьбе на нижнюю втулку установочного модуля. Компоновка соединяется  с  адаптером  посредством  цанги  13,  на  лепестках  которой   имеется   левая  резьба.  Для  предотвращения   самопроизвольного отворота компоновки фиксируется  двумя срезными винта М6, завернутыми в на верхнем конце компоновки между лепестками цанги.
Также в компоновку входят цанга клапана 19, винт стопорный 23, кольца 25 и 26.
Компоновка работает следующим образом.
Компоновка посредством адаптера соединяют с установочным модулем. Затем данную компоновку на колонне насосно-компрессорных труб спускают в скважину. При достижении заданной  глубины,  в  НКТ  бросают  шарик   и   создают   в   НКТ   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 М6 на якорях и   перемещение   деталей   на   стволе   компоновки.   В   результате      осевого  перемещения  деталей  компоновки захваты  входят  в  зацепление  с  обсадной колонной,  манжета  расширяясь  обжимает  обсадную  колонну,  герметично разобщая интервалы до и после компоновки.
При достижении давления в НКТ 18 МПА происходит срез штифтов на адаптере, о чем свидетельствуют колебания давления (но падения до нуля не происходит) и цанга  выходит из зацепления с компоновки. В результате адаптер  получает  возможность  перемещения  вверх,  в  пределах  хода  штока (400 мм)  адаптера до сбивного клапана.   Затем сбрасывают давление в НКТ и  производят  натяжение подвески  не более 2 тонн. В результате седло и шар выгадывают  из  штока,  тем  самым  отрывают  проходное  отверстие.  Далее проверяют,  что  проходное  отверстие  открыто  разгрузившись  на  компоновки весом до 2 т и создав давление в НКТ. Если роста давления не происходит, и циркуляция  по  затрубу  отсутсвует,  значит  компонвока  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. В результате цанга 10 слетает со штока 7 и позволяет адаптеру
После  проведения  работ  в  под  компоновкой  производят  натяжение подвески  более  400  мм  и  весом  более  3…4  тс.    до  резкого  падения  веса  до собственного. В результате цанга слетает со штока и позволяет адаптеру выйти  из  компоновки.  Нижний  и  верхний  обратные  клапаны  закрываются.  Появляется циркуляция по затрубу.  Проводят работы над компоновкой.