Совершенствование технических средств для проведения ГРП в боковых стволах скважин

Sophistication of technical means of conducting hydraulic fracturing of formation (HFF) in side bores of wells

V. TOROPYNIN, V. VANIFATYEV, S. TERENTYEV, ZERS STC Co., Ltd.

В настоящее время эксплуатационный фонд нефтяных скважин в России составляет порядка 160 тыс. скважин, из них в бездействии находится более 26 тыс., причем в ряде нефтегазо­добывающих компаний бездействующий фонд достигает 30% и более от эксплуатационного. При этом значительная часть эксплуатационного фонда на крупных нефтяных месторождениях Западной Сибири, Урало-Поволжья и других регионов России находится на завершающей стадии разработки.

Presentation of self-packing sealing devices (developed by ZERS Co.) for conducting HFF in side bores, cased with 102mm diameter tail pipes.

Эксплуатация скважин на данной стадии характеризуется высокой обводненностью продуктивных пластов и ухудшением их коллекторских свойств, снижением производительности скважин и пластовых давлений, высокой степенью выработанности запасов и вовлечением в разработку месторождений и эксплуатационного фонда с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Все это, в значительной степени, осложняет усилия нефтяных компаний по поддержанию запланированных уровней добычи.

С целью сокращения неработающего фонда скважин и эффективного решения ряда вышеуказанных проблем нефтегазодобывающими компаниями с каждым годом интенсивно наращивается строительство горизонтальных скважин и вторых боковых стволов. К примеру, в таких крупных компаниях, как ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ТНК-ВР», к настоящему времени построено и запущено в эксплуатацию более 5000 боковых стволов.

Однако из-за плохих коллекторских свойств пласта на многих месторождениях боковые стволы не всегда дают ожидаемый эффект. В этом случае наиболее эффективным методом увеличения нефтеотдачи является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который широко применяется во всех крупных нефтяных компаниях при строительстве боковых стволов.

На сегодняшний день на нефтяных и газовых месторождениях России проведение ГРП в боковых стволах осуществляется, как правило, двумя способами, исходя из геолого-технических характеристик скважин и вскрытых продуктивных пластов. Существующие схемы проведения ГРП в боковых стволах и их типовые конструкции показаны на рис. 1.
Рис. 1. Существующие схемы проведения ГРП в боковых стволах скважин:
1 – лифтовая колонна НКТ, 2 – пакер ГРП, 3 – эксплуатационная колонна, 4 – пакер-подвеска хвостовика, 5 – хвостовик, 6 – заколонный пакер
При проведении ГРП по схеме 1а на лифтовой колонне 1 насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину спускается пакер 2 и устанавливается в материнской э/колонне 3 на 150 – 200 м выше головы пакер-подвески 4, которая вместе с хвостовиком 5 и заколонным пакером 6 были зацементированы в процессе строительства бокового ствола скважины.

Схема 1б проведения ГРП отличается тем, что пакер 2 спускается в скважину на составной лифтовой колонне 1 и устанавливается внутри хвостовика 5 на 50 – 100 м ниже головы пакер-подвески 4.

Каждая их этих схем имеет свои преимущества и недостатки.

Схема 1а обеспечивает безаварийное проведение массированных ГРП с прокачкой в пласт более 150 – 200 тонн проппанта, так как изолирующий пакер 2, устанавливаемый в материнской э/колонне 3, имеет проходной канал, достаточно близкий к проходному каналу лифтовой колонны 1. Например, при установке в э/колонне условным диаметром 146 мм проходной канал пакера ГРП имеет диаметр порядка 50 – 54 мм. Такой проходной канал также обеспечивает возможность спуска различных геофизических приборов для исследования интервалов обрабатываемых пластов. Существенным недостатком такого способа является незащищенность материнской колонны от действия высокого давления в интервале от пакер-подвески до изолирующего пакера ГРП, а также возможность разрушения основных узлов и уплотнительных элементов самой пакер-подвески. Учитывая тот факт, что строительство боковых стволов осуществляется, как правило, на старом фонде скважин с изношенными обсадными колоннами, возникает большая вероятность разрывов материнской э/колонны. Все это может привести к большим затратам на последующие ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважине.

Достоинством схемы 1б является то, что при проведении ГРП изолирующий пакер 2 устанавливается в хвостовике 5 и защищает материнскую э/колонну 3 от действия высокого давления. Однако изолирующий пакер имеет небольшой проходной канал, что ограничивает возможности безаварийной прокачки через него больших объемов проппанта. Например, при установке в хвостовиках условным диаметром 102 мм большинство пакеров ГРП имеет проходной канал не более 34 мм. Такой проходной канал ограничивает возможности по спуску в скважину геофизических или иных приборов и проведение работ с применением гибкой трубы.

Оба способа имеют один общий недостаток. Установка и, в особенности, съем механических пакеров, применяемых при ГРП, представляет определенную проблему и в ряде случаев создает аварийную ситуацию на скважине.

Во второй половине 2008 г. специалисты ОАО «НК «Роснефть» и ее дочернего подразделения ООО «РН-Юганскнефтегаз», имея большой практический опыт по проведению массированных ГРП в боковых стволах скважин по схеме 1а и неоднократные при этом случаи разрушения материнской колонны, поставили перед специалистами ООО НТЦ «ЗЭРС» следующую задачу:

1. Для проведения ГРП в боковых стволах, обсаженных хвостовиками диаметром 102 мм, разработать самоуплотняющееся герметизирующее устройство, которое бы устанавливалось в пакер-подвеске и надежно защищало э/колонну диаметром 146 мм от действия высокого давления.

2. Герметизирующее устройство должно обеспечивать суммарную безаварийную прокачку не менее 300 тонн проппанта и выдерживать перепад давления до 70 МПа.

3. Проходной канал герметизирующего устройства должен быть не менее 60 мм.

Для решения данной задачи, а также с учетом особенностей конструкций, применяемых в ОАО «НК «Роснефть» и других компаниях пакер-подвесок типа ПХЦЗ конструкции ООО НТЦ «ЗЭРС», была рекомендована схема проведения ГРП (рис. 2), в которой герметизирующее устройство устанавливается в нижнем переводнике пакер-подвески и при этом защищает от высокого давления не только э/колонну, но и важнейшие узлы пакер-подвески.
Рис. 2. Схема проведения ГРП в боковых стволах скважин с применением герметизирующего устройства:
1 – лифтовая колонна НКТ, 2 – эксплуатационная колонна, 3 – гидравлический якорь, 4 – пакер-подвеска хвостовика, 5 – самоуплотняющееся герметизирующее устройство, 6 – хвостовик, 7 – заколонный пакер
Разработка герметизирующего устройства с заданными техническими характеристиками, а также требования ОАО «НК «Роснефть» к оборудованию для крепления боковых стволов потребовали от специалистов ООО НТЦ «ЗЭРС» и завода ОАО «Тяжпрессмаш» проведения модернизации серийно выпускаемых гидравлических пакер-подвесок ПХЦЗ-102/146, в результате которой проходной канал пакер-подвески был увеличен до диаметра 89 мм.

Кроме того, в ООО НТЦ «ЗЭРС», с учетом требований ОАО «НК «Роснефть» к подвескам хвостовика, разработана новая гидромеханическая пакер-подвеска модели ПХГМЦ-102/146-89 с проходным каналом 89 мм (рис. 3). Отличительными особенностями данной пакер-подвески по сравнению с гидравлическими являются:

– возможность гидравлического приведения в действие якорного узла до начала цементирования хвостовика;

– проверка заякоривания подвески путем разгрузки транспортировочной колонны;

– гидравлическое (или механическое) отсоединение установочного инструмента и транспортировочной колонны после цементирования, подъем их на трубу с последующим спуском и разгрузкой на голову подвески для механического приведения в действие пакерного узла.
Рис. 3. Гидромеханическая пакер-подвеска типа ПХГМЦ:
1 – установочный инструмент; 2 – пакерный узел; 3 – якорный узел
Определенным достоинством конструкции данной подвески является наличие в ее верхней части достаточно длинного патрубка-толкателя, через который передается осевая нагрузка на пакерный узел. Это позволит в дальнейшем разрабатывать, при необходимости, герметизирующие устройства для установки в голове подвески с проходным каналом более 70 мм.

В начале 2009 г. ООО НТЦ «ЗЭРС», с учетом требований ОАО «НК «Роснефть» и улучшенных технических характеристик пакер-подвесок моделей ПХЦЗ И ПХГМЦ, разработало герметизирующее устройство модели УГРХ-89/122 (рис. 4) для проведения ГРП в боковых стволах с хвостовиками диаметром 102 мм, забуренных из э/колонн диаметром 146 мм. Конструкция состоит из гидравлического якоря 1, опорного переводника 2 с упорной сменной гайкой, удлинительного патрубка 3 и узла герметизации 4 с самоуплотняющимися втулками 5 и направляющим башмаком 6. В дальнейшем, при необходимости и определенных технологических требованиях, вместо гидравлического якоря могут быть разработаны механический или гидромеханический якори.
Рис. 4. Общий вид герметизирующего устройства модели УГРХ
Герметизирующее устройство спускается в скважину на лифтовой колонне НКТ и вводится в проходной канал пакер-подвески (рис. 2) до упора переводника 2 в верхнюю часть головы пакер-подвески. При этом гидравлический якорь 1 располагается в материнской э/колонне, а узел герметизации 4 с направляющим башмаком 6 – внутри специального переводника в нижней части пакер-подвески. При действии высокого перепада давления, создаваемого в лифтовой колонне при проведении ГРП, втулки 5 узла герметизации 4 самоуплотняются и герметизируют межтрубное пространство в скважине, а гидравлический якорь 1 удерживает устройство от осевого перемещения вверх. Такое размещение основных узлов устройства позволяет защитить от высокого давления и материнскую э/колонну и пакер-подвеску.

Конструкция устройства, его технические характеристики и результаты предварительных стендовых испытаний макетного образца были представлены и всесторонне обсуждены на техническом совещании в ООО «РН-Юганскнефтегаз» с участием представителей завода ОАО «Тяжпрессмаш» и ведущих специалистов по ГРП сервисных компаний Weatherford, Newco Well Servis, «Шлюмберже Лоджелко Инк» и «Катобьнефть». По итогам совещания было принято решение об изготовлении опытных образцов устройства УГРХ-89/122 и проведении их промысловых испытаний на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Опытные образцы герметизирующего устройства УГРХ-89/122 были изготовлены на заводе ОАО «Тяжпрессмаш», успешно прошли весь комплекс заводских испытаний при давлении 70 МПа и во втором квартале 2009 г. переданы для промысловых испытаний при проведении работ по ГРП в боковых стволах скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Для испытаний была разработана программа опытно-промышленных работ с применением устройства УГРХ-89/122, в которой были поставлены следующие основные задачи:

– оценить возможности проведения ГРП по новой технологии (рис. 2);

– провести оценку влияния конструкции устройства на снижение прихватоопасности компоновки и аварийных ситуаций на скважине;

– определить технологические и экономические результаты проведения ГРП с применением устройства УГРХ-89/122 в сравнении с применяемой в настоящее время технологией, предусматривающей установку механического пакера в материнской э/колонне выше головы пакер-подвески.

Первый ГРП с применением устройства УГРХ-89/122 был успешно проведен в сентябре 2009 г. на скв. №7618 куста №556 Малобалыкского месторождения. Спуск и установка устройства в пакер-подвеске на глубине 2240 м прошел штатно, без каких-либо осложнений. При проведении операции по разрыву пласта кратковременный подъем давления составил около 60 МПа, а прокачка проппанта в объеме 89 тонн осуществлялась давлением в диапазоне 35 – 40 МПа. После завершения заключительных работ по ГРП устройство без осложнений было поднято на поверхность, при этом осевая нагрузка при выходе узла герметизации 4 (рис. 4) из пакер-подвески не превысила 0,6 тонны сверх веса лифтовой колонны НКТ.

После ревизии устройства и необходимых подготовительных работ на этой же скважине был успешно проведен второй ГРП с аналогичными параметрами по давлениям, а объем закачанного проппанта составил 119 тонн. Спуск, установка и последующее извлечение устройства также прошли без осложнений.

В этот же период на скв. №903 куста №7 Петелинского месторождения был проведен третий ГРП с применением второго комплекта герметизирующего устройства УГРХ-89/122. Глубина установки устройства 2520 м. Прокачка проппанта в объеме 75 тонн осуществлялась давлением в диапазоне 34 – 35 МПа. Весь комплекс работ по ГРП и извлечение устройства из скважины проведены в штатном режиме без каких-либо аварийных ситуаций.

После проведения ГРП на скважинах оба устройства были доставлены на базу технического обслуживания, где были произведены их внешний осмотр и оценка абразивного износа внутренней поверхности проходного канала. При внешнем осмотре устройств не обнаружено каких-либо повреждений уплотнительных элементов узла герметизации 4, а также деталей гидравлического якоря 1. Устройство УГРХ-89/122, с применением которого было последовательно проведено два ГРП в скв. №7618, абразивного износа и изменения диаметра проходного канала не имеет. Устройство УГРХ-89/122, извлеченное из скв. №903, также не имеет абразивного износа проходного канала.

После испытаний опытных образцов на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» за прошедший период было успешно проведено более 15 операций по ГРП с применением устройства УГРХ-89/122.

В настоящее время ООО НТЦ «ЗЭРС» разрабатывает герметизирующие устройства данного типа с проходным каналом не менее 70 мм для проведения ГРП в боковых стволах, оснащенных хвостовиками диаметром 114 и 127 мм.

На основании положительных результатов промышленных испытаний можно сделать следующие выводы:

1. Герметизирующее устройство УГРХ-89/122 обеспечивает безаварийное проведение массированных ГРП в боковых стволах с хвостовиками диаметром 102 мм и надежно защищает материнскую э/колонну диаметром 146 мм от действия высокого давления.

2. Большой проходной канал устройства значительно снижает абразивный износ его деталей и необходимость их замены после каждого ГРП и может обеспечить прокачку не менее 300 тонн проппанта, а также позволяет, при необходимости, без подъема устройства на поверхность спускать в хвостовик геофизические приборы для исследования пласта, перфораторы для прострела дополнительных интервалов, проводить дополнительные ГРП в хвостовике и работы с применением гибких труб.

3. Герметизирующие устройства данной конструкции могут успешно применяться нефтегазодобывающими и сервисными компаниями при проведении ГРП на скважинах с забуренными боковыми стволами, оборудованными хвостовиками диаметром 102, 114 и 127 мм с пакер-подвесками соответствующих типоразмеров моделей ПХЦЗ или ПХГМЦ.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Торопынин В.В.

    Торопынин В.В.

    к.т.н., ведущий научный сотрудник

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Ванифатьев В.И.

    Ванифатьев В.И.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Терентьев С.В.

    главный конструктор

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Предлагаем обсудить эту статью на форуме "Нефть и газ России".

    Просмотров статьи: 11804

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru