СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ПОИНТЕРВАЛЬНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Предлагаемые технические решения объединены единым изобретательским замыслом и относятся к нефтегазовой промышленности, а именно, к технологии и технике поинтервального гидроразрыва пласта (ГРП). Технические решения могут быть применимы в вертикальных и наклонно-направленных скважинах, а также в скважинах с горизонтальным окончанием стволов. В последние два десятилетия мировой практике добычи нефти реализованы десятки технологий, направленных на интенсификацию добычи углеводородов (нефть, газ) из продуктивных пластов со сложным геологическим строением и низкими коллекторскими свойствами, в частности, с применением технологии многостадийного МГРП [1].

Известен способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) по патенту RU 262799 Е21В 43/16. Однако технология его применения связана с большими затратами времени на проведение отдельных стадий ГРП и требует дополнительных материальных и трудовых затрат.

Известны способы проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах, активно используемые ОАО «Газпромнефть» [2], с использованием растворимых шаров и сдвижных муфт по технологии компании Шлюмберже. Количество стадий (мест разрыва пласта) в настоящее время известно более десяти. Недостатком известного способа является ограниченность стадий ГРП вызванных применением уникальных сертифицированных шаров, длительность процесса, а также привлечение для работ в отечественном нефтегазовом комплексе иностранной техники и технологий.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания строительства горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического пласта (патент RU 2564316, МПК Е21В 43/02, опубл. 07.09. 2016 г.). Способ включает бурение горизонтальной скважины, с последующим спуском эксплуатационной колонны с фильтрами, оснащенным растворяемыми заглушками и водонабухающими пакерами, цементируют кольцевое пространство скважины, а затем заглушки растворяют химическими составами и производят гидроразрыв пласта.

Недостатком известного способа является длительность процесса проведение каждого этапа ГРП, связанного с необходимостью растворения заглушек, а также дополнительного использования заколонных нефтенабухающих пакеров и фильтров.

Цель изобретения - повышение эффективности работ по увеличению охвата продуктивного пласта гидродинамическим воздействием путем создания уплотненных, чередующихся трещин гидроразрыва в скважине, а также сокращение затрат времени на проведение технологических операций ГРП в горизонтальных интервалах нефтяных и газовых скважинах.

Указанная цель достигается тем, что, в пробуренной до проектной глубины скважине, с горизонтальным окончанием, или в боковом стволе скважины, геофизическими методами определяют интервалы (зоны) продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин ГРП, а затем спускают обсадные трубы или хвостовик, с разрывными патрубками длиной (l₁), на наружной стороне которых выполнены продольные пазы, с расчетными значениями глубины (h) паза и его ширины (Δ) в основании опасного сечения патрубка, толщины «шейки» (α) опасного сечения патрубка и ее длины (l), причем паз и наружная поверхность патрубка эксплуатационной колонны на длине (l₂), покрыта вязкой композицией толщиной β, например, хрупким битумом, и облицована тонким износостойким материалом, например, геотканью, при этом глубину спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в компоновке с разрывными патрубками, коррелируют с интервалами, требующими стимуляции гидроразрывом пласта. Глубину (h) паза на патрубке выполняют с учетом ожидаемого давления гидроразрыва (Ргр) пласта на участке стимуляции и расчетного значения толщины (α) «шейки» живого сечения разрывного патрубка, которая образованна продольным пазом: h=S-α, где S - толщина стенки патрубка, а значение толщины «шейки» (α) живого сечения определяют из выражения α=0,4⋅Pгр⋅d/σ_пр; где: d - внутренний диаметр патрубка эксплуатационной колонны; σ_пр - предел прочности материала патрубка. Длину (l) паза ослабленного сечения разрывного патрубка принимают из условия l≥4d. Ширина паза (Δ) для образования шейки опасного сечения разрывного патрубка принимается из условия α<Δ<1,2⋅α. После цементирования эксплуатационной колонны (хвостовика), по известной технологии, в эксплуатационную колонну спускают «селективный пакер» в нижний интервал проведения ГРП, с размещением верхнего и нижнего пакерующих элементов и якорей симметрично ослабленному продольным пазам сечению разрывного патрубка. Путем создания внутреннего избыточного давления (Р_изб) в межпакерной зоне, с использованием технологической жидкости, производят разрыв «шейки» на ширине (Δ) ослабленного сечения (α), с образованием продольной щели на длине паза l. Повышая давление в линии нагнетания и межпакерной области селективного пакера до (Ргр), производят гидроразрыв горного массива нижнего интервала продуктивного пласта, с последующей закачкой жидкости-песконосителя, с расклинивающим материалом, например, проппантом. Наружную поверхность разрывного патрубка перед спуском в скважину на длине паза (l₂) покрывают композицией, например, хрупким битумом, толщиной β=(4÷6)мм, а затем на его наружную наклеивают мягкую пористую оболочку из износостойкого материала на основе ароматических полимеров, например, геоткань. После проведения ГРП по известной технологии на первом (нижнем) интервале продуктивного пласта, селективный пакет перемещают на очередной ближайший интервал и проводят очередной этап ГРП.

Новым является то, что по предложенной технологии и технике возможен выбор и проведение ГРП с уплотнением интервалов (n) разрыва с плотностью n=(0,1÷1) на один метр ствола горизонтального участка. Например, для бокового ствола протяженностью 200 м, с выявленными признаками нефтенасыщенности, можно запроектировать и выполнить до 100 интервалов ГРП. При этом объем расклинивающего материала (проппанта) для каждого интервала проведения ГРП (по сравнению с известными технологиями) может быть снижен на порядок. Отдельные интервалы продуктивного пласта (по предлагаемой технологии) могут быть пропущены, например, ГРП проводиться в «шахматном» порядке, а их подключение в процесс ГРП отложен на другое время. Эксплуатационная колонна, а также охватывающее ее цементное кольцо в скважине по предложенной технологии повреждается в меньшей степени, чем при использовании известных технологий вторичного вскрытия, например, кумулятивными перфораторами. По предложенной технологии следует ожидать возможность проведения ГРП на залежах нефти и газа с малыми толщинами продуктивного пласта, а также увеличения охвата продуктивного пласта сетью трещин и, следовательно, гидродинамическим воздействием при разработке залежи вытесняющими агентами и повышение коэффициента извлечения нефти.

Сущность изобретения поясняется на чертежах, где на фиг. 1 приведен общий вид скважины с горизонтальным окончанием в разрезе. На фиг. 2 приведен фрагмент скважины с размещением в ее стволе «селективного» пакера. На фиг. 3 приведена схема разрывного патрубка перед спуском в скважину. На фиг. 4 приведен фрагмент сечения разрывного патрубка с продольным пазом. На фиг. 5 приведен фрагмент сечения патрубка после разрыва «шейки» опасного сечения патрубка. На фиг. 6 приведена схема трещины ГРП.

Предлагаемый способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважинах и устройство для его осуществления может быть реализован, с применением следующих технически связанных между собой конструктивных и технологических решений.

В скважину фиг. 1, с горизонтальным окончанием 1 и продуктивным нефтенасыщенным пластом 2, спущена эксплуатационная колонна 3, с состав которой входят разрывные патрубки 4, ограниченной длины. Эксплуатационная колонна оснащена равномерно-распределенными по длине центраторами 5 и залита до устья скважины цементным раствором 6. Эксплуатационная колонна и разрывные патрубки 6 соединены между собой резьбовыми муфтами 7. Разрывные патрубки 4 снабжены бандажом 8, например, из хрупкого битума марки Г [3] или битумно-резиновой изоляцией [4].

Исходное состояние скважины перед ГРП показано на фиг. 2. Пакер, с селективной функцией, включает верхнее пакерующее устройство 9, с якорем 10 и нижнее пакерующее устройство 11, с якорем 12. Между ними размещен подгонный инструмент 13 с боковыми каналами 14 для выхода технологической жидкости.

На фиг. 3 изображена схема разрывного патрубка 4 длиной l₁, на котором показан бандаж 8, имеющий участок покрытия длиной l₂, паз 15 длиной l, наружный диаметр D соединительной муфты, наружный диаметр D₁ патрубка по наружному диаметру бандажа 8, толщина стенки разрывного патрубка S, толщина бандажного покрытия β и оболочка 16 из износостойкого материала.

На фиг. 4 показано сечение А-А стенки разрывного патрубка 4 с пазом на внешней стенке патрубка 17 трапецеидальной формы, заполненном битумом и размером его глубины h, «шейки» живого сечения (α) разрывного патрубка, ширина (Δ) паза по опасному сечению стенки патрубка, а также толщина стенки разрывного патрубка S.

На фиг. 5 показано сечение А-А стенки разрывного патрубка 4 на участке продольного паза после разрушения «шейки» опасного сечения внутренним давлением и щелевидный канал, размером Δ₁.

На фиг. 6 показан поперечный разрез Б-Б горизонтального участка ствола скважины, с моделью трещины 18 в массиве продуктивного пласта 2.

Предлагаемый способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине включает следующие существенные технологические операции. В пробуренной до проектной глубины скважине, с горизонтальным окончанием, или в боковом стволе скважины, геофизическими методами определяют интервалы (зоны) продуктивного пласта для последующей стимуляции притока флюида созданием трещин ГРП, а затем спускают трубы эксплуатационной колонны, которая при спуске комплектуется (разрывными) патрубками (фиг. 3), на наружной стороне которых выполнены продольные пазы, с нанесенными на их наружную поверхность бандажей. При этом глубину спуска эксплуатационной колонны и разрывных патрубков предварительно коррелируют с результатами геофизических исследований, с выявлением зон (интервалов), благоприятных для образования трещин, в массиве продуктивного пласта. После спуска эксплуатационной колонны или хвостовика в скважину с разрывными патрубками производят ее цементирование, а также другие заключительные работы по общепринятой технологии.

После цементирования эксплуатационной колонны (хвостовика), в эксплуатационную колонну спускают «селективный» пакер, в нижний интервал проведения ГРП, с размещением верхнего и нижнего пакерующих элементов и якорей симметрично ослабленному продольным пазам в сечению разрывного патрубка. Путем создания внутреннего избыточного давления (Р_изб) в межпакерной зоне, стенка эксплуатационной колонны и разрывного пакера будет испытывать окружные напряжения (σ_t) и радиальные перемещения (w). Оценку этих значений можно получить при использовании формул из [5],

где: Р - внутреннее давление;

R - внутренний радиус трубы;

s - толщина стенки трубы.

где: Е - модуль упругости (2,1⋅10⁶) кг/см²)

μ - коэффициент Пуассона для стали - 0,25.

Если принять, что образование трещины (разрушение стенки патрубка) должно происходить при заданном внутренним избыточном давлении (Р_вн.з.), то с учетом формулы (1) можно оценить толщину (α) стенки трубы в опасном сечении заменив при этом (s) на (α), a σ_t на σ_в - предел прочности при растяжении материала трубы (временное сопротивление). В результате этой замены, получим следующее выражение,

Например 1. Разрывные патрубки изготовлены из обсадных труб 146×8-К по ГОСТ 633-80 имеют σ_в=7000 кгс/см² [6], а внутреннее избыточное давление (Р_вн.з), будем принимать как 75% от давления (Ргр) гидроразрыва пласта, R=65 мм. Принимая Ргр=50 МПа (500 кг/см²) и подставляя принятые выше значения в формулу (3), определим значение (α) для опасного сечения патрубка.

α=0,75⋅500⋅65/7000=3,48 мм.

Например 2. Разрывные патрубки изготовлены из труб 102×6,5-К по ГОСТ 633-80 имеют σ_в=7000 кгс/см² [4], а внутреннее избыточное давление (Р_вн.з.), будем принимать, как 75% от давления (Ргр) гидроразрыва пласта, R=44,5 мм. Принимая Ргр=50 МПа (500 кг/см²) и подставляя принятые выше значения в формулу (3), определим значение (α) для опасного сечения патрубка.

α=0,75⋅500⋅44,5/7000=2,34 мм.

В процессе увеличения перепада давления в межпакерной зоне и затрубным пространством разрывного патрубка будут происходить изменения наружного диаметра патрубка в области его ослабленного пазом сечения. Проведем предварительную оценку этих изменений по формуле (2) для патрубков, принятых в первом и втором примерах:

W₁=0,75⋅500⋅65² (1-(0,25/2))/2⋅2,1⋅10⁶⋅8=0,0825 мм

W₂=0,75⋅500⋅44,5² (1-(0,25/2))/2⋅2,1⋅10⁶⋅6,5=0,055 мм.

Процесс разрушения опасного сечения патрубка и развитие (расширение) щели до Δ₁ (фиг. 5) разрывного патрубка проходит в сложных условиях (трижды статически неопределимой системы [5]), не описан в технической литературе и не может быть теоретически просчитан для предлагаемого способа. Следовательно, предложенное техническое решение, направленное на проведение поинтервального гидроразрыва пласта отвечает критерию «изобретательский уровень» и критерию «новизна».

Бандаж 8, из твердо-пластичного материала, например, из «хрупкого битума», с нанесенным на его наружную поверхность износостойким материалом, позволит после спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования сохранить кольцо вокруг разрывного патрубка из деформируемого материала и будет способствовать раскрытию щели на разрывном патрубке 4 до технологически необходимых размеров (Δ₁). Повышая давление в линии нагнетания и межпакерной области «селективного» пакера до Ргр, производят гидроразрыв горного массива нижнего интервала продуктивного пласта с последующей закачкой жидкости-песконосителя, с расклинивающим материалом, например, проппантом. После проведения первого этапа ГРП по известной технологии на нижнем интервале продуктивного пласта, селективный пакер перемещают на ближайший интервал и проводят очередной этап ГРП. Кольцевое пространство скважины промывают технологической жидкостью.

Список литературы:

1. Проскурин В.А. Совершенствование технологий мнгостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Кандидатская диссертация. Уфа, 2013 г.

2. Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО «Газпромнефть».// Нефтяное хозяйство. - 2012 - №12 с. 59-61.

3. ГОСТ 21822-87 Битумы нефтяные хрупкие. Технические условия.

4. ГОСТ 15836-79 Мастика битумно-резиновая изоляция. Технические условия.

5. Справочник по сопротивлению материалов /Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В./ Киев: Наук, думка, 1988. - 736 с.с. 431.

6. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. М., «Недра», 1976. Авт. Сароян А.Е. и др.