Многостадийный гидравлический разрыв продуктивного пласта

Одним из способов увеличения газонефтеизвлечения из низкопроницаемых коллекторов, как установлено многими исследователями является сооружение скважин с горизонтальным окончанием, т. е. увеличение числа фильтрационных каналов в продуктивном горизонте за счет повышения в нем длины ствола скважины. Для этого протяженность горизонтального участка в некоторых предприятиях составляет тысячу метров и более, если позволяет толщина пласта, то и его профиль рекомендуют подвергать корректировке, в частности, рекомендуют волнообразный.
Однако имеющимися исследованиями показано:
– приток жидкости к скважине осуществляется только из первого слоя в случае многопластовой залежи [1–4];
– удельный дебит жидкости резко снижается при увеличении длины горизонтального участка более чем на 90м [5, 6];
– установлено, что отбор пластового флюида осуществляется только с 15 % длины горизонтального ствола. 75 % от общего притока приходится на первые 30 % его длины [7–8], а на ряде месторождений Западной Сибири приток варьируется с горизонтального участка размером от 2,4 м до 5 м при его длине от 150 до 430 м;
– показано [9], что увеличение до 100–150 м длины горизонтального участка дебит скважины по жидкости увеличивается, но затем снижается [10];
– предлагаемое выражение Ришарда для определения оптимальной длины горизонтального ствола, из-за различных геологических условий залежи, состояния разработки месторождения не способствует получению адекватного решения и поэтому широкого практического применения не получило [11].
Таким образом, изложенное является основанием необходимости осуществления гидроразрыва пласта, как метода интенсификации притока [12], а вместе с обеспечением достаточно высокой длины горизонтального ствола как метода увеличения коэффициента нефтегазоизвлечения из низкопроницаемого коллектора. При этом следует указать, что гидроразрыв должен быть многостадийным, разделенным по времени и по простиранию пласта – осваивается удаленная часть, затем следующие, расположенные ближе к скважине и имеющие определенные длины интервалов, в которых осуществляется гидроразрыв.

Результаты исследований
По результатам анализа имеющихся разработок в указанном направлении [13–15], для устранения выявленных недостатков предложены устройства (компоновка) и технология проведения многостадийного гидроразрыва продуктивного пласта низкой проницаемости и малой толщины горизонтального участка ствола скважины [16–17].
Конструкция компоновки позволяет осуществлять закачивание жидкости-разрыва и удержания избыточного давления в обоих направлениях (выше и ниже) устройства.
Компоновка (рис. 1) состоит из ствола 1, на который установлены нижний клапанный узел 2, якорь нижний3, антизатекатели 4, манжета уплотнительная 5, якорь верхний 6, гайка разрезная 7, гайка верхняя 8, верхний клапанный узел 9;

– нижний якорь представляет собой башмак с захватами, вставками и конусом. Захваты соединяются с конусом посредством срезных винтов. Башмак навинчен на ствол с помощью резьбового соединения;
– верхний якорь изготовлен из конуса, захватов со вставками и верхней гайки. Соединяется со стволом через разрезную гайку, которая навинчена на ствол с помощью упорной резьбы, позволяет, упруго расширяясь, перескакивать по резьбе ствола при внешнем осевом воздействии, исключительно в одном направлении вниз. Перемещение гайки разрезной вверх – исключено;
– антизатекатели установлены с обеих сторон резиновой манжеты и предназначены для предотвращения затекания резины в зазор между компоновкой и обсадной колонной под действием избыточного давления;
– нижний клапанный узел соединяется со стволом снизу по резьбе и представляет собой тарельчатый обратный клапан. Он удерживает давление также в одном направлении, только снизу вверх;
– верхний клапанный узел соединяется со стволом сверху резьбовым соединением и также представляет собой тарельчатый обратный клапан. Он удерживает давление в одном направлении – сверху вниз;
– адаптер предназначен для соединения компоновки с установочным модулем. В нем можно выделить стволовую часть, которая соединяется со стволом компоновки и выходным штоком установочного модуля, а также наружную часть, которая передает усилие установочного модуля на детали компоновки, установленные подвижно на стволе;
– стволовая часть адаптера состоит из муфты 10, в которую ввернут шток 16. На муфту по наружной резьбе навернута обойма 11, имеющая четыре радиальных отверстия. В обойму ввернута опора цанги 14, на которую предварительно надета сама цанга 1;
– цанга вставлена в обойму и зафиксирована от перемещений четырьмя срезными штифтами 12, вставленными в радиальные отверстия обоймы. Сверху на обойму надета крышка 15, которая предохраняет от выпадения срезных штифтов. Крышка фиксируется стопорным винтом 22 (рис. 2). Цанга удерживается от раскрытия лепестков втулкой 20, которая зафиксирована от перемещений двумя срезными винтами:
– на нижней части штока имеется сбивной клапан, седло 18 с шариком, 24 вставленным в шток. Седло удерживается от выпадения цангой, которая в свою очередь зафиксирована на штоке четырьмя срезными винтами 21;
– сбивной клапан предназначен для перекрытия внутренней полости НКТ при создании внутри избыточного давления и приведения в действие установочного модуля.
Наружная часть адаптера представлена толкателем 17, который наворачивается на нижнюю втулку установочного модуля. Компоновка соединяется с адаптером посредством цанги, на лепестках которой имеется левая резьба. Для предотвращения самопроизвольного отворота компоновка фиксируется двумя срезными винтами, завернутыми в верхнем конце компоновки между лепестками цанги.
Также в компоновку входят цанга клапана 19, винт стопорный 23, кольца 25 и 26. Предлагаемой компоновке был присвоен заводской шифр BittFrac (рис. 3) [18,19], она работает следующим образом.
Первоначально компоновку BittFrac посредством адаптера соединяют с установочным модулем. Собранную компоновку на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают в заданный интервал скважины. В НКТ сбрасывают шар и в колонне создают избыточное давление. Под действием давления цилиндры установочного модуля перемещаются относительно неподвижных стволов вниз и оказывают силовое воздействие на подвижные части компоновки.
Осуществляется срезка срезных винтов на якорях. Захваты входят в зацепление с обсадной колонной. Манжета, расширяясь, обжимает обсадную колонну, герметично разобщая интервалы до и после компоновки.
При достижении давления в НКТ порядка 18 МПа происходит срез штифтов на адаптере, о чем свидетельствуют колебания давления (но падение до нуля не происходит) и цанга выходит из зацепления с компоновкой. Адаптер получает возможность перемещения вверх, в пределах хода штока (400 мм) до сбивного клапана. Давление в НКТ сбрасывают и производят натяжение подвески (не более 2 т). Седло и шар выпадают из штока, тем самым открывая проходное отверстие. Проверку открытия проходного отверстия оценивают разгрузкой компоновки по весу (до 2 т) и созданием давления в колонне НКТ. Отсутствие давления и циркуляции по затрубному пространству свидетельствует о том, что компоновка установлена и проходное отверстие открыто. Производят закачивание технологической жидкости под компоновку.
После проведения указанных работ производят натяжение подвески на величине более 400 мм и создают нагрузку весом более 3/4 тонна-сил до момента резкого падения веса (до собственного). В результате цанга слетает со штока, что позволяет адаптеру выйти из компоновки. Нижний и верхний обратные клапаны закрываются автоматически. Появляется циркуляция по затрубному пространству.
Технология гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием с применением компоновки BittFrac выглядит следующим образом. В завершенную бурением и обсаженную скважину с горизонтальным участком на колонне насосно-компрессорных труб осуществляют спуск компоновки с адаптером (рис. 4).
После установки устройства в заданный интервал осуществляют сброс и прокачивание шара до посадочного седла. В колонне НКТ создается избыточное давление (порядка 17 МПа), осуществляется срезание штифтов в пакере гидравлического действия, происходит перемещение якорей, что в свою очередь деформирует манжету пакера. Деформация манжеты способствует герметичному разобщению интервалов до и после компоновки.
После этого осуществляют стравливание давления в колонне НКТ и производят натяжку инструмента весом не более 2 т/с. Штифты посадочного седла стволовой части адаптера срезаются и осуществляется разгрузка на пакер (не менее 5 т) и стволовая часть адаптера перемещается вниз. Шар и посадочное седло выпадают из стволовой части адаптера.
Закачивают жидкость разрыва в колонну НКТ, она заполняет часть обсадной колонны ниже пакера и за счет избыточного давления образуются искусственные трещины в продуктивном пласте, протекает гидроразрыв.
Затем осуществляется подъем колонны НКТ, стволовая часть адаптера выходит из пакера, что способствует закрытию створчатых обратных клапанов.
Таким образом, осуществляется интервальное проведение гидравлического разрыва пласта с последующим перекрытием интервала и удерживанием давления под пакером.
Аналогично производятся работы по гидравлическому разрыву следующего интервала пласта (в необходимом количестве) с оставлением пакеров в стволе скважины (рис. 5).
После осуществления требуемого числа ГРП спускают на гибкой трубе фрезу и проводят разбуривание оставшихся узлов компоновки с вымыванием металлической стружки разрушенной части резины на устье скважины, которая выходит на режим опробования, освоения с последующим запуском в эксплуатацию.

Обсуждение
Предложенные технические средства и технология ,на взгляд авторов, повысят эффективность разработки месторождений, пластовые условия в которых характеризуются низкими фильтрационными показателями, высокими вязкостными свойствами и т.п. Авторы не считают, что предложение позволит в целом решить проблему интенсификации притока пластового флюида к скважине и тем самым повысить нефтеизвлечение из коллектора, но по их мнению, в некотором отношении станет способствовать этому. Окончательные результаты будут получены по результатам широких производственных испытаний.

ВЫВОДЫ
1. Наиболее эффективным методом интенсификации притока углеводородов и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов является сооружение скважин с горизонтальным окончанием и проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта, разделенном во времени и пространстве.
2. Разработана новая технология поинтервального гидравлического разрыва пласта в скважине с горизонтальным окончанием и обеспечивающая возможность проведения закачивания жидкости-разрыва и удерживания избыточного давления в обе стороны от компоновки гидроразрыва за счет системы обратных клапанов створчатого типа.
3. В отличие от ранее известных новизна ее состоит в технологическом решении доставки до целевого интервала и применении легко разбуриваемых пробок для гарантированного разобщения открытых интервалов и выполнения селективного ГРП. Потенциально кандидатами могут быть все скважины со спущенными компоновками Ø114 мм и муфтами ГРП однократного или многоразового действия по открытию-закрытию после выполнения работ по подготовке горизонтальной части скважины по обеспечению требования «равнопроходного» сечения – с долотом диаметром 95 мм.