Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Бурение и нефть » Архив журнала » Архив номеров » Январь 2010 » Инструмент и оборудование

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.