Выделение проблем, связанных с освоением горизонтальных скважин при помощи сдвоенных пакеров
Пызыков В.Ф.
ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
Одним из современных способов освоения горизонтальных скважин (ГС)
с многозонным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) является технология со сдвоенными пакерами. Хвостовик перед спуском в скважину оснащается муфтами с разрывными мембранами.
Внедрение данной технологии — одно из направлений, нацеленное на расширение конкурентной базы применяемого оборудования при освоении ГС. Вместе с тем проведенные мероприятия выявили ряд ограничений, снижающих эффективность производства работ.
с многозонным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) является технология со сдвоенными пакерами. Хвостовик перед спуском в скважину оснащается муфтами с разрывными мембранами.
Внедрение данной технологии — одно из направлений, нацеленное на расширение конкурентной базы применяемого оборудования при освоении ГС. Вместе с тем проведенные мероприятия выявили ряд ограничений, снижающих эффективность производства работ.
Первые испытания технологии со сдвоенными пакерами импортного производства проходили
в 2012 г. в Российской Федерации. С 2016 г. разработана и испытывается аналогичная отечественная технология [1].
Для реализации технологии используется инструмент, позволяющий отсечь все последующие
и предыдущие интервалы от целевого интервала и производить на нем гидравлический разрыв пласта (ГРП). Отсечение происходит за счет двух пар пакеров (рис. 1).
в 2012 г. в Российской Федерации. С 2016 г. разработана и испытывается аналогичная отечественная технология [1].
Для реализации технологии используется инструмент, позволяющий отсечь все последующие
и предыдущие интервалы от целевого интервала и производить на нем гидравлический разрыв пласта (ГРП). Отсечение происходит за счет двух пар пакеров (рис. 1).
Рис. 1. Компоновка со сдвоенными манжетными пакерами
Принцип работы заключается в том, что после посадки пакеров в интервал с муфтами производится повышение давления от насосов флота ГРП. Мембраны внутри муфты разрываются, тем самым открывая порт для проведения ГРП. Момент срабатывания мембран происходит в случае превышения установленного заводом-изготовителем предела давления. Один из вариантов расположения мембран: пять рядов по 3 штуки. Диаметр мембраны 11,1 мм. Муфты изготавливаются в двух вариантах (рис. 2): в случае цементирования хвостовика в муфтах
предусмотрены выступы и проточки для лучшего прохождения цемента и уменьшения цементной корки над мембранами.
предусмотрены выступы и проточки для лучшего прохождения цемента и уменьшения цементной корки над мембранами.
Рис. 2. Муфты
с разрывными мембранами
с разрывными мембранами
Исходя из предлагаемых к выполнению работ, подбираются мембраны, рассчитанные на конкретные условия. Для скважин с глубиной залегания пласта 2 000 м пригодными становятся мембраны, рассчитанные на срабатывание при 45 МПа. Учитывается запас прочности в 80 %
и вычитается гидростатика 17 МПа. Остаточные 19 МПа — это давление, не превышая которое возможно проводить внутрискважинные работы, не опасаясь за преждевременную активацию муфт [2].
В ходе проведения работ с рассматриваемой компоновкой выявлены как отрицательные,
так и положительные стороны использования.
В процессе спуска компоновки манжеты верхнего пакера создают эффект «поршневания».
Данный эффект усиливается при разнице уровней жидкостей в трубном и затрубном пространстве. Возникающий перепад давления увеличивает прижимную силу резины к стенке скважины [3]. Наличие посторонних предметов, острых кромок может привести к повреждению резиновых элементов.
и вычитается гидростатика 17 МПа. Остаточные 19 МПа — это давление, не превышая которое возможно проводить внутрискважинные работы, не опасаясь за преждевременную активацию муфт [2].
В ходе проведения работ с рассматриваемой компоновкой выявлены как отрицательные,
так и положительные стороны использования.
В процессе спуска компоновки манжеты верхнего пакера создают эффект «поршневания».
Данный эффект усиливается при разнице уровней жидкостей в трубном и затрубном пространстве. Возникающий перепад давления увеличивает прижимную силу резины к стенке скважины [3]. Наличие посторонних предметов, острых кромок может привести к повреждению резиновых элементов.
Одним из требований по использованию технологии является более тщательная подготовка ствола скважины перед спуском компоновки: очистка от остатков постороннего металла с помощью магнита, с промывкой до 2 объемов скважины в процессе спуска имитатора пакера. В качестве дополнительной меры для сохранения манжет от повреждения ограничивается скорость спуска, что в свою очередь увеличивает время и стоимость производства работ. Ресурс работы манжет
и способность выдерживать рабочий перепад давления также снижаются с ростом температуры выше 100 °C.
После посадки двухпакерной компоновки необходимо создать условие для того, чтобы сработало как можно больше мембран. Достигается данное условие путем подключения всех имеющихся насосов с достижением расхода жидкости 3 м³/мин и выходом на максимальное давление
55–60 МПа. Даже при соблюдении агрессивного условия нагнетания давления в насосно-компрессорную трубу (НКТ) как прямые, так и косвенные признаки свидетельствуют о том,
что не все мембраны срабатывают при избытке давления.
и способность выдерживать рабочий перепад давления также снижаются с ростом температуры выше 100 °C.
После посадки двухпакерной компоновки необходимо создать условие для того, чтобы сработало как можно больше мембран. Достигается данное условие путем подключения всех имеющихся насосов с достижением расхода жидкости 3 м³/мин и выходом на максимальное давление
55–60 МПа. Даже при соблюдении агрессивного условия нагнетания давления в насосно-компрессорную трубу (НКТ) как прямые, так и косвенные признаки свидетельствуют о том,
что не все мембраны срабатывают при избытке давления.
По данным глубинной видеосъемки, из 15 мембран визуально 5 не сработали (рис. 3).
Основными проходными каналами стали 6 наиболее промытых после ГРП мембран.
Основными проходными каналами стали 6 наиболее промытых после ГРП мембран.
Рис. 3. Состояние мембран после проведенного ГРП
с массой 10 т, со скоростью закачки 3 м³/мин
с массой 10 т, со скоростью закачки 3 м³/мин
Косвенными признаками срабатывания не всех мембран являются проблемы с прохождением проппанта в пласт, которые несут существенные риски преждевременной остановки насосов при ГРП. Для анализа взяты три участка (табл. 1) с 30 скважинами, которые расположены в схожих геологических условиях. В рассматриваемых скважинах закачивался проппант массой 10–18 т
с расходом 2 м³/мин.
с расходом 2 м³/мин.
Табл. 1. Сравнение скважин с различным способом заканчивания по потерям на трение
в процессе ГРП в ГС и наклонно направленных скважинах (ННС)
в процессе ГРП в ГС и наклонно направленных скважинах (ННС)
Общие потери на трение в горизонтальных скважинах с мембранами выше на 32–46 %, чем
в горизонтальных скважинах, в которых муфта была открыта с помощью шара.
Общие потери давления на трение складываются из следующих составляющих: трение жидкости гидроразрыва по НКТ (Pтр.НКТ) и давление трений в призабойной зоне пласта (Pтр.ПЗП) [4]
в горизонтальных скважинах, в которых муфта была открыта с помощью шара.
Общие потери давления на трение складываются из следующих составляющих: трение жидкости гидроразрыва по НКТ (Pтр.НКТ) и давление трений в призабойной зоне пласта (Pтр.ПЗП) [4]
Для того чтобы определить общие потери, необходимо иметь два параметра: конечное давление (Pкон) и мгновенное давление остановки (PМДОЗ) после ГРП:
После того как определены общие потери давления на трение (Pтр.общ), можно определить теоретическое значение потерь давления на трение по НКТ (Pтр.НКТ) по формуле Дарси — Вейсбаха:
где λ — коэффициент гидравлического сопротивления; L — длина ствола, м; ρ — плотность жидкости, кг/м³; ν — скорость потока, м/с; d — диаметр обсаженного ствола, м.
Далее, вычитая из общих потерь давления на трение трение по НКТ, получаем сумму потерь давления на трение в призабойной зоне пласта [5].
С учетом разницы на размер хвостовиков 146 и 114 мм, на разницу которых с учетом глубины скважин приходится 1–1,5 МПа, остаются 3–6 МПа, не связанные с конструктивными особенностями скважин. Одним из способов снятия трений стала увеличенная масса проппанта при калибровочном тесте. Массой 3–4 т достигается эффективная абразивная обработка призабойной зоны от остатков разрушенного цемента и осколков от мембраны.
Далее, вычитая из общих потерь давления на трение трение по НКТ, получаем сумму потерь давления на трение в призабойной зоне пласта [5].
С учетом разницы на размер хвостовиков 146 и 114 мм, на разницу которых с учетом глубины скважин приходится 1–1,5 МПа, остаются 3–6 МПа, не связанные с конструктивными особенностями скважин. Одним из способов снятия трений стала увеличенная масса проппанта при калибровочном тесте. Массой 3–4 т достигается эффективная абразивная обработка призабойной зоны от остатков разрушенного цемента и осколков от мембраны.
Одним из заявленных преимуществ технологии является возможность вымыва оставшегося проппанта из НКТ после преждевременной остановки работы насосов высокого давления с продолжением всех последующих работ. Вымыв выполняется через затрубное пространство за счет клапана для обратной промывки, который открывается при повышении давления. Данный клапан располагают выше верхнего гидравлического пакера. На очистку НКТ от 2 т проппанта в среднем затрачивается 2 часа. Как показали испытания, вымыв через клапан осуществим только при наличии проппанта в НКТ с массой менее 4 т.
В ходе применения технологии отмечены многочисленные случаи увеличения продолжительности разрядок (периода стравливания избыточного давления). На продолжительность влияет количество интервалов обработок, так как срыв сдвоенных пакеров возможен при отсутствии буферного давления. Причиной является избыточное давление, возникающее в случае превышения пластового давления над гидростатическим. Отмечено, что на участках проведения работ (табл. 2), где ранее велась разработка и где предсказуемо пластовое давление ниже, чем на участках, не охваченных эксплуатационным бурением, проблем с длительной разрядкой не наблюдалось. В расчет не включено время, в течение которого скважину оставляют закрытой (до 24 ч) для разрушения геля и формирования трещины.
Табл. 2. Сравнение затрат времени на освоение на участках с разным пластовым давлением в период проведения работ
Фактические результаты показывают, что длительность стравливания достигала 320 часов (скважина с четырьмя интервалами ГРП). Следствием этого является удорожание стоимости скважины и упущенной выгоды из-за более позднего ввода скважины в эксплуатацию.
Одним из решений проблемы длительной разрядки является шаровый клапан. Основное назначение клапана — это перекрытие трубного пространства от избыточного давления. Закрытие клапана производится вращением колонны труб на 1/2 оборота вправо. После закрытия клапана компоновка перемещается на следующий интервал обработки. Клапан устанавливается на НКТ
в интервале с зенитным углом, не превышающим 60° с предпочтительной глубиной установки
800–1 000 м.
Одним из решений проблемы длительной разрядки является шаровый клапан. Основное назначение клапана — это перекрытие трубного пространства от избыточного давления. Закрытие клапана производится вращением колонны труб на 1/2 оборота вправо. После закрытия клапана компоновка перемещается на следующий интервал обработки. Клапан устанавливается на НКТ
в интервале с зенитным углом, не превышающим 60° с предпочтительной глубиной установки
800–1 000 м.
Без использования шарового клапана возможно освоение скважин, которые расположены
на участках со сниженной пластовой энергетикой относительно первоначальной. За отказ от использования шарового клапана выступает и опыт освоения соседних скважин, в которых не наблюдался избыток буферного давления после проведенного ГРП.
В целом в статье отмечены основные особенности компоновки со сдвоенными пакерами. Необходимо учитывать, что с учетом геологических особенностей могут возникнуть дополнительные риски осложнений при производстве ГРП, которые могут напрямую и опосредованно зависеть от применяемого типа оборудования (табл. 3).
на участках со сниженной пластовой энергетикой относительно первоначальной. За отказ от использования шарового клапана выступает и опыт освоения соседних скважин, в которых не наблюдался избыток буферного давления после проведенного ГРП.
В целом в статье отмечены основные особенности компоновки со сдвоенными пакерами. Необходимо учитывать, что с учетом геологических особенностей могут возникнуть дополнительные риски осложнений при производстве ГРП, которые могут напрямую и опосредованно зависеть от применяемого типа оборудования (табл. 3).
Табл. 3. Взаимосвязи особенностей геологического строения
с проблемами реализации
компоновки
со сдвоенными пакерами
с проблемами реализации
компоновки
со сдвоенными пакерами
Основной интерес при анализе компоновки со сдвоенными пакерами представляет общая продолжительность освоения и сравнение ее с наиболее часто используемой компоновкой со сдвижными муфтами. Данный способ освоения подразумевает использование шаров, которые захватываются посадочными седлами, тем самым открывая муфту и изолируя предыдущий интервал.
В расчет времени включены обязательные мероприятия, такие как подготовка ствола (шаблонирование, скрепирование, промывка), оценка качества цементирования геофизическими методами исследования. Перед проведением МГРП сдвоенные пакеры на НКТ спускаются до целевого интервала. Для компоновки со сдвижными муфтами, активируемыми шарами, в скважину спускается стингер на НКТ, который стыкуется с воронкой хвостовика.
В расчет времени включены обязательные мероприятия, такие как подготовка ствола (шаблонирование, скрепирование, промывка), оценка качества цементирования геофизическими методами исследования. Перед проведением МГРП сдвоенные пакеры на НКТ спускаются до целевого интервала. Для компоновки со сдвижными муфтами, активируемыми шарами, в скважину спускается стингер на НКТ, который стыкуется с воронкой хвостовика.
Первый, подготовительный к ГРП, этап (рис. 4а), с компоновкой со сдвоенными пакерами, занимает 264 часа в скважине глубиной 3 000 м. Увеличение продолжительности данного этапа связано с более тщательной проработкой мест установки пакеров и промывкой ствола скважины.
Межстадийный период (рис. 4б) включает в себя работы по срыву, подъему и посадке сдвоенного пакера при благоприятном сценарии (отсутствие избыточного давления в НКТ) либо при использовании шарового клапана (наличие избыточного давления) и занимает в среднем 10 часов. При работе с шаровой системой в среднем переход с одной стадии на другую занимает 2 часа.
Заключительные работы (рис. 4в) после последнего ГРП с рассматриваемой компоновкой занимают в среднем 120 часов при выполнении работ по извлечению сдвоенных пакеров и спуску электроцентробежного насоса.
С учетом проведения МГРП с массой 5×25 т проппанта, исходя из продолжительности 40 часов, полный цикл освоения с компоновкой со сдвоенными пакерами составит 464 часа, с использованием шаровой системы — 396 часов (рис. 4г).
Межстадийный период (рис. 4б) включает в себя работы по срыву, подъему и посадке сдвоенного пакера при благоприятном сценарии (отсутствие избыточного давления в НКТ) либо при использовании шарового клапана (наличие избыточного давления) и занимает в среднем 10 часов. При работе с шаровой системой в среднем переход с одной стадии на другую занимает 2 часа.
Заключительные работы (рис. 4в) после последнего ГРП с рассматриваемой компоновкой занимают в среднем 120 часов при выполнении работ по извлечению сдвоенных пакеров и спуску электроцентробежного насоса.
С учетом проведения МГРП с массой 5×25 т проппанта, исходя из продолжительности 40 часов, полный цикл освоения с компоновкой со сдвоенными пакерами составит 464 часа, с использованием шаровой системы — 396 часов (рис. 4г).
Рис. 4. Разбивка по циклам освоения
(а, б, в), а также суммарная продолжительность (г) освоения по технологиям с компоновкой со сдвоенными пакерами
(1 — зеленая заливка) и с шаровой системой (2 — синяя заливка)
(а, б, в), а также суммарная продолжительность (г) освоения по технологиям с компоновкой со сдвоенными пакерами
(1 — зеленая заливка) и с шаровой системой (2 — синяя заливка)
Данные расчеты проведены с использованием тех цифр, на которые не влияют такие факторы, как простои в ожидании завоза оборудования, остановки по технике безопасности и прочие непроизводительные работы.
• На основе анализа участка испытания доказана связь дополнительных потерь давления на трение в процессе ГРП с конструктивными особенностями использования технологии, а также с недостаточной пропускной способностью призабойной зоны пласта, в том числе из-за неполного срабатывания мембран.
• Показана связь увеличения длительности периода стравливания, влияющая на своевременный ввод скважины в эксплуатацию, от величины пластового давления при использовании технологии со сдвоенными пакерами. Данная связь отслежена по результатам работ на нескольких участках эксплуатационного бурения. Одним из способов перекрытия трубного пространства от избыточного давления является использование шарового клапана.
• Показана связь увеличения длительности периода стравливания, влияющая на своевременный ввод скважины в эксплуатацию, от величины пластового давления при использовании технологии со сдвоенными пакерами. Данная связь отслежена по результатам работ на нескольких участках эксплуатационного бурения. Одним из способов перекрытия трубного пространства от избыточного давления является использование шарового клапана.
• По результатам испытания компоновки в 114 мм хвостовике с набухающими пакерами и 146 мм зацементированной эксплуатационной колонне выявлены как положительные, так и отрицательные стороны. Цементирование горизонтальной части обеспечивает более точное позиционирование точки инициации трещины в пласте, что может благоприятным образом препятствовать росту обводненности.
• Исходя из необходимых для безопасного проведения этапов работ, получены представления о сроках освоения. Продолжительность цикла освоения при прочих равных условиях сопоставима с широко применяемой системой со сдвижными муфтами, активируемыми шарами.
• Неоспоримое преимущество технологии со сдвоенными пакерами —
это равнопроходной ствол, который остается после проведения работ. В дальнейшем в скважинах возможны повторные работы с применением пакеров.
• Для сравнения в горизонтальных скважинах, которые освоены шаровым способом, проблемы проведения с двухпакерными компоновками останутся даже после фрезерования оснастки хвостовика (шары и муфты). Оставшиеся после фрезерования заусенцы и сколы либо выведут из строя резиновые элементы, либо не позволят получить требуемую герметичность.
• Исходя из необходимых для безопасного проведения этапов работ, получены представления о сроках освоения. Продолжительность цикла освоения при прочих равных условиях сопоставима с широко применяемой системой со сдвижными муфтами, активируемыми шарами.
• Неоспоримое преимущество технологии со сдвоенными пакерами —
это равнопроходной ствол, который остается после проведения работ. В дальнейшем в скважинах возможны повторные работы с применением пакеров.
• Для сравнения в горизонтальных скважинах, которые освоены шаровым способом, проблемы проведения с двухпакерными компоновками останутся даже после фрезерования оснастки хвостовика (шары и муфты). Оставшиеся после фрезерования заусенцы и сколы либо выведут из строя резиновые элементы, либо не позволят получить требуемую герметичность.
1. Горин В.В. Успешный опыт проведения 20-стадийного ГРП за одну спускоподъемную операцию на Самотлорском месторождении с применением технологии «манжетный пакер» // Время колтюбинга. 2017. № 6. С. 40–41.
2. Кудря С.С. Инновационный метод проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения // Инженерная практика. 2014. № 12. С. 9–15.
3. Бакин М.А., Мищенков А.В. Селективная повторная стимуляция пластов в скважинах с МГРП // Нефть. Газ. Новации. 2021. № 9. С. 18–22.
4. Godbey J.K. Pressure measurements during formation fracturing operations. Published in Petroleum Transactions, AIME, 1958, Vol. 213, issue 1, P. 65–69. (In Eng).
5. Анкушев Я.Е. Оценка различных типов трения при проведении гидравлического разрыва пласта // Наука, техника и образование. 2019. № 1. С. 34–36.
2. Кудря С.С. Инновационный метод проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения // Инженерная практика. 2014. № 12. С. 9–15.
3. Бакин М.А., Мищенков А.В. Селективная повторная стимуляция пластов в скважинах с МГРП // Нефть. Газ. Новации. 2021. № 9. С. 18–22.
4. Godbey J.K. Pressure measurements during formation fracturing operations. Published in Petroleum Transactions, AIME, 1958, Vol. 213, issue 1, P. 65–69. (In Eng).
5. Анкушев Я.Е. Оценка различных типов трения при проведении гидравлического разрыва пласта // Наука, техника и образование. 2019. № 1. С. 34–36.
Пызыков В.Ф.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«КогалымНИПИнефть»,
Тюмень, Россия
vladimir.pyzykov@lukoil.com
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«КогалымНИПИнефть»,
Тюмень, Россия
vladimir.pyzykov@lukoil.com
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Геолого-физические характеристики объектов испытания технологии. Технологическая эффективность проведения гидравлического разрыва пласта. Данные по освоению горизонтальных скважин. Сопоставление скоростей проведения операций освоения.
сдвоенные пакеры, горизонтальная скважина, избыточное давление, разрывная мембрана
24.10.2022
Пызыков В.Ф. Выделение проблем, связанных с освоением горизонтальных скважин при помощи сдвоенных пакеров // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 57–61.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-57-61
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-57-61
УДК 622.245.7:622.243.24
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-57-61
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-57-61
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88